2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Характеристика и анализ технологических показателей разработки Илькинского месторождения Проект разработки Илькинского нефтяного месторождения был составлен в 1979 году БашНИПИнефть, а с 1980 года началась разработка месторождения. В принятой системе разработки Илькинского месторождения был выделен единственный объект разработки – пласт Дкын. Согласно проекту залежь нефти пласта Дкын должна была разбуриваться по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Плотность сетки скважин равна 32,4 га/скв, в центральных зонах – 21,8 га/скв. В начале разработки Илькинского месторождения было пробурено 82 добывающих, 2 нагнетательных и 3 специальных скважины. В среднем за год планировалось добывать до 50 тысяч т нефти. По состоянию на 01.01.2013 г. пробурено 85 скважин, месторождение разрабатывается 56 добывающими скважинами. ППД осуществляется закачкой воды в 12 нагнетательных скважин. На начальном этапе предполагалось вести разработку на естественном упруговодонапорном режиме, а с 1985 года с поддержанием пластового давления закачкой воды. Закачку предусматривалось производить из водозаборных скважин при давлении от 3 до 6 МПа. За год в среднем планировалось закачивать 52,06 тысяч м3 воды. Заводнение предполагалось начать на северном участке, а на южном было отказано на ввод нагнетательных скважин по причине нахождения этого участка в природоохранной зоне. На северном участке месторождения нагнетательные скважины должны были располагаться по осевой системе, где на одну нагнетательную скважину приходится по десять добывающих. В разработке Илькинского месторождения выделяют несколько стадий разработки залежи. Первая стадия, начальная стадия (1980-1990 гг.) характеризуется интенсивным ростом добычи нефти и ростом закачки воды – это период активного 23 разбуривания залежи и освоения системы законтурного заводнения. К концу стадии накопленная добыча нефти достигла 318,2 тысяч т, обводненность продукции не превышала 8 %. Вторая, основная стадия (1991-1995 гг.) характеризуется постепенным увеличением и стабилизацией добычи нефти. Эти изменения обусловлены мероприятиями по развитию системы приконтурного и очагового заводнения. К концу стадии накопленная добыча нефти достигла 628,3 тысяч т, обводненность продукции возросла до 12 %. Начиная с 1996 года, месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся низкими дебитами работающих скважин, интенсивным обводнением продукции и существенными изменениями показателей разработки во времени. [2] Анализируя график разработки Илькинского месторождения за 1997-2012 гг. (динамика показателей разработки представлена на рисунке 2.1), можно сказать, что максимальная добыча нефти и добыча жидкости в этом периоде были отмечены в 1999 году, затем постепенно идет стабильное снижение добычи нефти и жидкости. Это, в первую очередь, связано с выработкой залежи. В 2002 году добыча нефти составляет 19,6 тысяч т. Это связано с уменьшением отборов жидкости и объемов закачки воды в связи с ростом обводненности продукции скважин. В последующее время наблюдается увеличение добычи нефти и жидкости. Причиной послужил перевод четырех добывающих скважин в нагнетательные в период с 2006 по 2012 год и применение технологий, повышающих нефтеизвлечение пластов в период с 2010 по 2012 год. Цель - увеличение пластового давления, изменение направления фильтрационных потоков в пласте с привлечением в разработку застойных зон. На протяжении анализируемого периода добыча жидкости не превышала объёмы закачиваемой воды. По рисунку 2.1 видно, что кривые по добыче жидкости и по закачке воды ведут себя практически параллельно, то есть с 24 увеличением закачки отбор жидкости также увеличивался и, наоборот, благодаря чему пластовое давление во всём анализируемом периоде сильно не изменялось и в среднем составляло 12,5 МПа. Некоторые показатели состояния разработки приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Технологические показатели состояния разработки Годы 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Добыча нефти, тысяч т Добыча жидкости тысяч т Закачка воды, тысяч м3 10,932 21,514 28,797 30,566 21,850 19,877 25,618 43,044 42,356 49,492 44,808 46,412 40,888 49,599 42,253 34,892 32,735 32,067 30,716 33,317 25,413 21,680 19,572 18,571 17,636 17,219 17,077 16,633 15,528 14,306 17,263 23,055 32,896 13,480 22,204 29,157 31,346 22,999 21,658 29,085 48,712 48,598 54,809 49,212 52,828 45,001 54,294 47,246 40,580 38,580 41,703 42,501 48,761 39,434 32,105 32,071 31,206 37,485 34,784 32,000 34,450 31,449 28,974 34,628 48,334 66,639 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 19,740 67,160 114,310 86,410 61,350 83,940 80,020 95,970 75,270 73,265 65,200 62,880 51,975 53,053 51,414 50,335 52,471 53,730 52,440 53,835 58,615 56,640 56,608 56,606 54,181 56,729 79,422 109,500 Расчетный коэф-т извлечения нефти, % 0,2 0,7 1,3 2 2,5 2,9 3,5 4,4 5,3 6,4 7,4 8,4 9,3 10,4 11,3 12,1 12,8 13,5 14,1 14,9 15,4 15,9 16,3 16,7 17,1 17,5 17,9 18,2 18,5 18,9 19,9 21,2 22,8 25 Обводненность, % 18,899 3,109 1,234 2,488 4,997 8,222 11,920 11,635 12,845 9,701 8,949 12,144 9,141 8,648 10,567 14,016 15,149 23,106 27,728 31,673 35,555 32,473 38,972 40,490 52,951 50,499 46,636 51,718 53,805 50,625 50,147 52,301 50,636 Текущая компенсация отбора закачкой в пов. усл., % 105,1 337,2 585,3 1053,3 1053,6 197,3 175,7 246,5 160,4 178,9 185,3 188,0 143,8 144,1 121,6 147,2 188,8 193,3 194,4 165,6 182,5 192,4 168,4 180,4 183,3 189,8 190,3 192,5 Накопленная компенсация отбора закачкой в пов. усл., % 16,2 71,1 185,5 342,5 463,3 428,1 396,8 382,3 359,3 344,4 333,8 325,1 314,2 304,3 292,9 285,9 282,3 279,1 276,2 271,9 268,7 266,3 263,2 260,8 257,8 251,2 249,9 246,2 200000 2500 160000 2000 140000 120000 1500 100000 80000 1000 60000 40000 500 20000 0 Расчетный коэффициент извлечения нефти, % Обводненность, % Текущая компенсация отбора закачкой в пов. усл., % Накопленная компенсация отбора закачкой в пов. усл., % Добыча нефти, тысяч т Добыча жидкости, тысяч т Закачка воды, тысяч м3 180000 19 80 19 82 19 84 19 86 19 88 19 90 19 92 19 94 19 96 19 98 20 00 20 02 20 04 20 06 20 08 20 10 20 12 0 Годы Добыча нефти, тысяч т Добыча жидкости, тысяч т Закачка воды, тысяч м3 Расчетный Кин, % Обводненность, % Текущая компенсация отбора закачкой в пов. усл., % Накопленная компенсация отбора закачкой в пов. усл., % Рисунок 2.1 – Динамика показателей разработки Илькинского месторождения Динамика изменения объемов закачки воды на протяжении разработки месторождения определялась в зависимости о т величины пластового давления и процента обводненности. Обводнённость росла с 1997 года и к концу 2001 года достигла 22 %, добыча при этом уменьшалась, и чтобы не допустить еще более сильной обводненности, уменьшили закачку. На конец анализируемого периода закачка увеличилась до 109,5 тысяч м3. Это связано с переводом четырех добывающих скважин в нагнетательные для поддержания пластового давления в целях предотвращения преждевременного падения добычи нефти. По состоянию на 01.01.2013 г. на Илькинском месторождении добыто 938,582 тысяч т нефти и 1266,313 тысяч т жидкости. Годовой темп отбора 0,4 % от текущих извлекаемых запасов. Степень выработки начальных извлекаемых запасов составила 70,7 % при фонде добывающих скважин 56 единиц и 26 обводненности добываемой продукции 50,6 %. Текущий Кин составил 0,228 (начальные геологические запасы – 4587 тысяч т) при предлагаемом к утверждению 0,423. Важный показатель, характеризующий эффективность системы разработки месторождения – пластовое давление. Анализ результатов замеров пластовых давлений, производящихся достоверность вследствие на месторождении, показал их низкую недовосстановленности уровней жидкости в скважинах. По данным геологической службы НГДУ «Октябрьскнефть» средневзвешенное пластовое давление составляет 12,6 МПа при начальном давлении 18,8 МПа. На рисунке 2.2 представлен график, отражающий изменение пластового и забойного давления, объемы добычи и закачки жидкости. По рисунку 2.2 видно, что после ввода месторождения в эксплуатацию наблюдается падение пластового давления при минимальном его значении в 1985 г. В 1985 г. начали проводить закачку жидкости, причем в больших объёмах (максимально – 120 тысяч м3 в год), что привело к постепенному росту пластового давления. Максимальное падение давления составило 40 атм. В настоящее время пластовое давление в среднем на 20 атм ниже первоначального и поддерживается ежегодными закачками порядка 100 тысяч м3. При этом ежегодные отборы жидкости составляют около 60 тысяч м3. В целом по месторождению наблюдается перекомпенсация отбора закачкой (таблица 2.1) за счет существовавших ранее заколонных перетоков жидкости и утечек жидкости через места негерметичности эксплуатационной колонны. На рисунках 2.3 – 2.4 представлены графики накопленной добычи нефти, жидкости, работы добывающих скважин и динамика обводненности продукции соответственно. В связи с вводом 5 новых скважин в эксплуатацию на этих рисунках учтены и их показатели. 27 Рисунок 2.2 – Динамика изменения давления, объемы добычи и закачки жидкости В таблице 2.2 приведено сравнение проектных и фактических темпов отбора от начальных и текущих запасов с 2003 по 2008 г. Основная причина отставания фактических показателей от проектных, на мой взгляд, в неэффективной системе разработки. Рисунок 2.3 – Накопленная добыча нефти 28 Рисунок 2.4 – Накопленная добыча жидкости Таблица 2.2 – Сравнение проектных и фактических темпов отбора от начальных и текущих запасов с 2003 по 2008 г. на Илькинском месторождении Показатели Темп отбора от НИЗ, % Темп отбора от ТИЗ, % 2003 год проект факт 2004 год проект факт 2005 год проект факт 2006 год проект факт 2007 год проект факт 2008 год 2,3 0,4 1,9 0,4 1,6 0,4 1,3 0,4 1,2 0,4 0,2 11,8 0,5 10,4 0,5 10,0 0,5 9,4 0,5 9,0 0,4 0,2 Для максимального отбора жидкости и нефти из пласта необходимо поддерживать пластовое давление. С этой целью осуществляется воздействие на пласт путём закачки воды. С самого начала разработки необходимо следить за изменениями пластового давления и не допускать его снижения. За счет подъёма водонефтяного контакта пласт выработан по мощности на 4,3 м, а за счет продвижения контуров нефтеносности пласт выработан по площади на 175 м на северо-восточном участке и на 100 м на юго-западном. Это объясняется тем, что на северо-восточном участке объем закачки воды в пласт и отбор жидкости больше, чем на юго-западном, так как на южном блоке систему ППД начали применять только в 2006 году. После внедрения системы поддержания пластового давления динамика обводнения менялась со временем таким образом, что максимальные отборы по воде оказались сконцентрированы в центральной части месторождения (скважины № 1624, 1853, 56, 1634 и 29 другие), а в краевых зонах, на северо-восточной и особенно на юго-западной степень обводнения продукции осталась практически неизменной. По таблице 2.3 можно проследить, что пласт Дкын практически полностью выработан. Остаточные запасы нефти составляют 89 тысяч т. Таблица 2.3 – Выработка запасов нефти по отложениям кыновского горизонта Илькинского месторождения Накопленный отбор на 01.01.2013 г. нефти, жидкости, тысяч т тысяч т 938,6 1266,3 Коэффициент извлечения нефти, доли ед. проектный текущий Остаточные извлекаемые запасы, тысяч т 0,25 0,23 89 В целом из анализа разработки кыновских залежей нефти Илькинского месторождения можно сделать вывод о положительном опыте применения ППД закачкой пластовой воды. Однако сложившаяся система разработки месторождения недостаточно эффективна, поскольку наиболее интенсивно вырабатываются только участки вблизи очагов нагнетания. При этом невыработанными остаются краевые участки залежи. 2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения На 01.01.2013 г. на месторождении пробурено 85 скважин. В добывающем фонде числится 61 скважина, из них действующих - 56, бездействующих - 5. ППД осуществляется закачкой воды в 12 нагнетательных скважин. Кроме того, в фонде имеются 2 пьезометрические скважины, 8 скважин ликвидированных (из них 7 скважин после бурения и 1 скважина после эксплуатации), 1 скважина находится в консервации. [3] В 2003 г. в скв. 1615 был забурен боковой ствол, ему был присвоен номер 1615с1. На сегодняшний день эта скважина эксплуатируется с открытым забоем на пласт Дкн1. На 01.01.13 г. пробурено 7 новых скважин. Среди них в добывающем фонде числится 5 скважин, 1 скважина находится в бездействии и 1 – в 30 консервации. Фонд скважин приведен в таблице 2.4. Таблица 2.4 – Фонд скважин Илькинского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г. Назначение скважин Количество скважин, шт. Дающие продукцию (Дкн) ШГН: В бездействии В консервации Дающие продукцию (Дкн) ЭЦН: Всего действующих Пьезометрические Ликвидировано после бурения (Дкн) Ликвидировано после эксплуатации (Дкн) Фонд нагнетательных скважин Водозаборные Всего пробурено 47 5 1 9 68 2 7 1 12 7 85 Рассмотрим фонд нагнетательных скважин Илькинского месторождения более подробно. Нагнетательный фонд скважин длительное время оставался стабильным и составлял 8 скважин. И только в 2006 году перевели две скважины под нагнетание с целью увеличения пластового давления, изменения направления фильтрационных потоков в пласте с привлечением в разработку застойных зон. Еще 2 скважины были переведены в фонд нагнетательных скважин в 2010 и 2012 гг. С целью увеличения охвата залежи заводнением, проектное площадное заводнение совершенствуется очаговым путем перевода под нагнетание обводнившихся эксплуатационных скважин. В качестве вытесняющего агента используют высокоминерализованные термальные воды терригенного девона. Плотность воды составляет 1,15 г/см3. Закачка воды производится ЭЦН из водозаборных скважин при давлении от 3 до 6 МПа и не выше 0,6 горного давления. Самая распространенная установка, используемая для закачки на Илькинском месторождении – ЭЦН5-2-1950. За год в среднем закачивается 65,5 тысяч м3 воды. 31 В таблице 2.5 представлены значения приемистости по всем нагнетательным скважинам месторождения. Таблица 2.5 – Распределение действующего фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по приемистости (по состоянию на 01.01.2013 г.) Интервал значений приемистости, м3/сут 20-25 Количество скважин, шт. 4 Доля от общего количества, % 33,3 25-30 - - 30-35 3 25 35-40 - - 40-45 2 16,7 45-50 - - 50-55 2 16,7 55-60 1 8,3 По вышеизложенным данным приведем гистограмму. Количество скважин, шт. 4 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 20-25 25-30 30-35 35-40 40-45 45-50 50-55 55-60 Приемистость, м3/сут Рис. 2.5 - Распределение действующего фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по приемистости (по состоянию на 01.01.2013 г.) Приёмистость по 12 скважинам Илькинского месторождения колеблется от 20 до 60 м3/сут. По 4 скважинам (33,3 % фонда) приёмистость составляет от 32 20 до 25 м3/сут, по 2 скважинам (16,7 % фонда) приемистость изменяется от 40 до 45 м3/сут и от 50 до 55 м3/сут, и всего по 1 скважине (8,3% фонда) приемистость составляет 60 м3/сут (рис. 2.5). В таблице 2.6 представлено распределение всех нагнетательных скважин месторождения по водозаборным скважинам. Таблица 2.6 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по источнику закачки № 1613 Количество нагнетательных скважин, шт. 1 № 1646 5 41,7 № 1611 2 16,7 № 1623 2 16,7 № 1858 2 16,7 Водозаборная скважина Доля от общего количества, % 8,3 Количество скважин, шт. Учитывая данные из таблицы 2.6, строим гистограмму. 5 4.5 4 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 1613 № 1646 № 1611 № 1623 № 1858 Водозаборная скважина Рис. 2.6 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по источнику закачки Как видно из гистограммы (рис. 2.6), источником закачки пластовой воды на Илькинском месторождении являются 5 водозаборных скважин. В 5 нагнетательных скважин (41,7 % фонда) осуществляется закачка воды из скв. 1646, по 2 нагнетательные скважины (16,7 % фонда) обеспечивают водой скв. 33 1611, 1623 и 1858, и 1 скважину (8,3% фонда) – скв. 1613. Таблица 2.7 - Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по забойному давлению 20-22 Количество нагнетательных скважин, шт. 0 22-24 4 33,3 24-26 2 16,7 26-28 2 16,7 28-30 2 16,7 30-32 1 8,3 32-34 1 8,3 Значение забойного давления P3, МПа Доля от общего количества, % 0 На рисунке 2.7 представлено распредение нагнетательных скважин Илькинского месторождения по величине забойного давления. Исходя из этого можно сказать, что у большинства скважин (33,3 % фонда) забойное давление колеблется в пределах 22-24 МПа, наивысшие значения (более 30 МПа) Количество скважин, шт. отмечаются всего на двух скважинах месторождения. 4 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 20-22 22-24 24-26 26-28 28-30 30-32 32-34 Забойное давление, МПа Рисунок 2.7 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по величине забойного давления В качестве наземного оборудования на скважинах месторождения применяется арматура марки АН1-65х210. 34 Илькинского В качестве подземного оборудования используются НКТ и пакеры. Диаметр НКТ – 73 мм. Распределение нагнетательных скважин месторождения по пакерам приведено в таблице 2.8 Таблица 2.8 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по типу применяемого пакера Тип пакера ПРО-ЯДЖ-122 Количество скважин, шт. 3 Доля от общего количества, % 25 ПВМ-122-500 5 41,7 ПВМ-118-500 2 16,7 ПМ-А1 122-52-500 1 8,3 ПРО-ЯМО-118 1 8,3 Таким образом, самый распространенный тип пакера, используемый в нагнетательных скважинах Илькинского месторождения - ПВМ-122-500, предназначенный для уплотнения колонны НКТ и бурильных труб в обсадной колонне скважины при проведении операций по воздействию на пласт во всех макроклиматических районах – установлен на 5 скважинах (41,7 % фонда). Менее применим пакер двухстороннего действия ПРО-ЯДЖ-122, предназначенный для герметичного длительного разобщения интервалов ствола обсадной колонны нагнетательной скважины и защиты ее от динамического воздействия закачиваемой воды – 3 скважины (25 % фонда). Всего по одной скважине приходится на пакера типов ПМ-А1 122-52-500 и ПРО-ЯМО-118, что составляет 8,3 % фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения. Исходя из таблицы строим гистограмму. 35 Количество скважин, шт. 5 4.5 4 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 ПРО-ЯДЖ-122 ПВМ-122-500 ПВМ-118-500 ПМ-А1 122-52- ПРО-ЯМО-118 50 Тип пакера Рисунок 2.8 – Распределение фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения по типу применяемого пакера Обобщая характеристику фонда скважин Илькинского месторождения, можно отметить, что в настоящее время в фонде действующих добывающих скважин месторождения находятся 56 скважин. Нагнетательный фонд ограничен 12 скважинами. Разбуривание сетки скважин на Илькинском месторождении осуществлено кустами с расположением на одном кусту добывающих, нагнетательных и водозаборных скважин. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 8,5:1. 2.3 Анализ причин снижения приемистости скважин в условиях Илькинского месторождения. Анализ динамики коэффициентов приемистости по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения При всем многообразии осложняющими условиями, затрудняющими охват пластов по всей толщине заводнением и снижающими приемистость скважин после ввода их под закачку, являются геологические, технологические факторы и факторы, связанные со свойствами нагнетаемой воды и процессом фильтрации (рисунок 2.9). [4] 36 Рисунок 2.9 – Факторы, влияющие на приемистость нагнетательных скважин За последние годы разработан ряд методов воздействия на нагнетательные скважин с целью восстановления приемистости и увеличения охвата пластов по толщине пласта воздействием, обеспечивающим повышение эффективности их работы с высокой и устойчивой приемистостью, что, в свою очередь, ведет к повышению темпа извлечения нефти. Повышение приемистости скважин определяется различными причинами изменением свойств пористой среды и жидкости. Так, например, свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин или при тепловой обработке, в результате которой расплавляются отложившиеся на поверхности поровых каналов парафино-смолистые вещества. Свойства жидкостей изменяются при прогреве призабойной зоны или, например, при магнитной обработке. Существенным фактором является и изменение взаимодействия жидкости и породы, приводящее к выравниванию профиля притока. Этот эффект наиболее ярко проявляется при использовании вязкоупругих систем. Основными причинами ухудшения фильтрационных свойств в зоне 37 нагнетательных скважин и низкого охвата пластов закачиваемыми агентами являются геологическая неоднородность по проницаемости (анизотропия проницаемости) и использование для закачки сточных вод, содержащих значительные количество взвешенных загрязнений и нефти (АСПО). Эти компоненты со временем накапливаются в порах и каналах фильтрации с последующим их уплотнением (в результате повышения давления нагнетания), что приводит к резкому снижению приемистости скважин, затруднению доступа регентов (кислоты) при обработке ПЗП к поверхности горной породы и тем самым к низкой их эффективности. Методы регулирования приемистости нагнетательных скважин условно разделяются на четыре группы: - химические методы – применяются в случае, если причинами снижения коэффициента приемистости скважин являются отложения в каналах фильтрации веществ, удаление которых возможно путем растворения в различных химических реагентах. Основным методом является солянокислотная обработка; - механические методы – применяются в малопроницаемых твердых породах. Основным методом является ГРП; - тепловые методы – применяются в случае, если в каналах фильтрации произошло образование отложений твердых углеводородов (парафин, смолы, асфальтены); - комбинированные – представляют сочетание трех предыдущих методов регулирования приемистости скважин (кислотный ГРП, термокислотная обработка и другие). Для восстановления и регулирования приемистости нагнетательных скважин применяются две группы методов: - методы поддержания приемистости скважин; - методы увеличения и регулирования приемистости скважин. К первой группе методов относятся: промывка ствола скважины, дренаж породы призабойной зоны пласта, прерывистый и длительный излив, а также импульсные методы поддержания приемистости скважин при использовании 38 различных видов пульсаторов. Вторая группа методов включает увеличения давления нагнетания воды в пласт, кислотные обработки ПЗП, тепловые и химические обработки, ГРП, технологии выравнивания профиля приемистости скважин. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство и увеличение диаметров поровых каналов. К ним относятся различные виды кислотных обработок. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является кислотная обработка Выбор поддержания или регулирования приемистости нагнетательных скважин основан на изучении условий эксплуатации и определении интенсивности действия осложняющих факторов. Для этого необходимо выполнить анализ динамики технологических режимов работы скважин и провести необходимые виды исследовательских работ. Результатом такого анализа будет определение более сильнодействующего фактора или факторов, по причине которых происходит ухудшение технологических показателей работы скважины. Затем проводят выбор технологии обработки ствола и ПЗП нагнетательных скважин. Важным вопросом выбора метода обработки скважин является обеспечение условий требуемой полноты вытеснения нефти из пласта и выравнивание профиля приемистости скважин. [5]. Октябрьский цех ППД обслуживает нагнетательный фонд скважин октябрьской группы месторождений, в которую входят Серафимовское, Абдуловское, Копей-Кубовское, Суллинское, Стахановское, Михайловское, Троицкое, Саннинское, Ташлы-Кульское, Петропавловское, Кальшалинское, Илькинское, Солонцевское, Усень-Ивановское месторождения. В процессе эксплуатации нагнетательных скважин происходит загрязнение призабойной 39 зоны, что снижает их приемистость по сравнению с первоначальной величиной и увеличивает давление закачки. [1] Рассмотрим динамику режима работы некоторых нагнетательных и реагирующих скважин. В качестве примера возьмем очаги нагнетательных скважин № 1852, 1631, 1627 Илькинского месторождения (рисунки 2.10 - 2.12). Рисунок 2.10 – Динамика коэффициента приемистости нагнетательной скважины № 1852 (дата ОПЗ – март 2010 года) Рисунок 2.11 – Динамика коэффициента приемистости нагнетательной скважины № 1631 (дата ОПЗ – сентябрь 2010 года) 40 Рисунок 2.12 – Динамика коэффициента приемистости нагнетательной скважины № 1627 (дата ОПЗ – сентябрь 2010 года) По рисункам видно, что после проведения глинокислотной обработки с использованием колтюбинговых технологий коэффициенты приемистости нагнетательных скважин резко увеличивается и затем происходит их постепенное снижение. Степень восстановления приемистости скважин зависит от технологии применяемого метода. Для сохранения данных показателей необходимо своевременно применять ГТМ по поддержанию призабойной зоны скважин в оптимальном состоянии для обеспечения заданного режима нагнетательных скважин и выполнения запланированных норм закачки воды. 2.4 Анализ эффективности применения методов восстановления приемистости, выполняемых по стандартной технологии и с использованием колтюбинговых технологий в условиях Илькинского месторождения Оценка технологического эффекта производится с помощью кривых вытеснения. Кривые вытеснения – это графические зависимости между функциями, зависящими от показателей разработки. На поздней стадии разработки эти зависимости зачастую носят линейный характер. Это свойство используется для прогноза базовой добычи нефти, то есть добычи без применения метода увеличения нефтеизвлечения. Технологический эффект определяется как разница между фактической накопленной добычей нефти и 41 накопленной добычей нефти, спрогнозированной с помощью кривых вытеснения. В данном глинокислотной проекте обработки рассматривается скважин с применение использованием технологии колтюбинговой установки в нагнетательной скважинах Илькинского месторождения. Глинокислотная приемистости обработка нагнетательной предназначена скважины с целью для восстановления увеличения закачки пластовых вод и интенсификации добычи нефти. Экономическая эффективность глинокислотной обработки нагнетательной скважины характеризуется дополнительным объемом добычи нефти в реагирующих добывающих скважинах. Итак, для восстановления приемистости нагнетательных скважин в октябрьском цехе ППД применяются кислотные обработки. Из 19 проведенных кислотных обработок 8 проходили с использованием колтюбинговой установки (таблица 2.9). В среднем приемистость скважины после такой обработки увеличивается в 2,4 раза. На проведение ГКО с использованием колтюбинговой установки потребуется около 36 часов. Продолжительность ремонта традиционным КРС займет 120 часов, продолжительность эффекта – от 8 до 285 суток, в среднем — 118 суток. Продолжительность эффекта от проведения ГКО совместно с колтюбинговой установкой около года (таблица 2.10). Таблица 2.9 – Объем проведения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения Метод КРС Количество скважин, шт. 11 2010 6 Год 2011 2 2012 3 По стандартной технологии С применением колтюбинга 8 4 2 2 Для большей наглядности на рисунке 2.13 приведена гистограмма по данным из таблицы 2.9. 42 Количество скважин, шт. 6 5 4 3 2 1 0 2010 2011 2012 Год проведения работ Станд. технология ГКО с колтюбингом Рис. 2.13 – Объем проведения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения Таблица 2.10 – Продолжительность эффекта от кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения 2010 По стандартной технологии 4,5 мес. С применением колтюбинга 12 мес. 2011 4мес. 11 мес. 2012 4 мес. 11 мес. Продолжительность эффекта, мес. Год 12 10 8 6 4 2 0 2010 2011 2012 Год проведения работ Станд. технология ГКО с колтюбингом Рис. 2.14 – Продолжительность эффекта от кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения 43 Судя по рисунку 2.14, можно сделать вывод о том, что по продолжительности эффекта проведение ГКО с колтюбингом практически в 2,5 раза эффективнее чем ремонты, выполненные с привлечением бригад КРС. Разница между ремонтом, выполненным по стандартной технологии и ремонтом, выполненным с использованием колтюбинговой установки, составляет 112,31 тысяч руб. (таблица 2.11). Таблица 2.11– Результаты сравнения стоимости одного ремонта, проведенного с колтюбинговой технологией и стандартного метода КРС ГКО с Стандартная колтюбингом технология 18,37 50,317 Наименования затрат Заработная плата бригады, тысяч руб. Расходы на социальные нужды, тысяч руб. 4,78 20,152 Доплата за вахтовый метод, тысяч руб. 0,9 25,727 Арендная плата за прокат имущества, тысяч руб. 1,38 - Износ оборудования, тысяч руб. Материалы, тысяч руб. 36,8 39,0 58,6 21,09 Работа транспорта и спецтехники, тысяч руб. 71,6 128,82 Общецеховые расходы, тысяч руб. 17,3 24,33 Общехозяйственные расходы, тысяч руб. 49,2 53,94 258,37 370,68 Стоимость ремонта, тысяч руб. ГКО с колтюбингом Станд.технология Рисунок 2.15 – Стоимость одного ремонта, проведенного с использованием колтюбинговых технологий и стандартного метода КРС 44 Как показывает рисунок 2.15, стоимость ремонта с применением колтюбинга практически на 30 % меньше стоимости КРС, проведенного по стандартной технологии. Это подтверждает одно из основных преимуществ использования колтюбинговых технологий – минимальные материальные затраты на проведение работ. Таблица 2.12 – Показатели эффективности технологий КРС по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения До обработки Метод КРС по стандартной технологии ГКО с применением колтюбинга Qж, т/сут Qн,, т/сут После обработки Qж, т/сут Qн,, т/сут Прирост добычи Дополнительная нефти, добыча нефти, т т/сут 5,9 3,8 7,0 4,9 1,1 4076,6 6,9 3,8 7,6 5,1 1,3 3504 Для наглядности построим диаграмму (рисунок 2.18). Станд.технология ГКО с колтюбингом Рис. 2.16 – Дополнительная добыча нефти при проведении КРС по стандартной технологии и ГКО с использованием колтюбинговых технологий на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения Анализируя рисунок 2.16, можно сделать вывод о том, что дополнительная добыча нефти от проведения ГКО с колтюбинговой установкой практически на 15 % больше, чем от проведения КРС по стандартной технологии. 45 Таблица 2.13 – Показатели удельной эффективности и удельных затрат на проведение технологий КРС по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения Метод Удельная технологическая эффективность, т/скв Удельные затраты, тысяч руб. Удельная технологическая эффективность/удельные затраты 370,6 370,7 1,0 438 258,4 1,7 КРС по стандартной технологии ГКО с применением колтюбинга Итак, ГКО с использованием колтюбинговых технологий была произведена на 8 скважинах, КРС по стандартной технологии – на 11 скважинах. Дополнительная добыча нефти от проведения обработок в целом составила 7580,6 тонн, из которых 3500,4 тонн было добыто благодаря использованию колтюбинга. Удельная технологическая эффективность с учетом применения обеих технологий в среднем составила 404 т/скв. На проведение кислотных обработок в период с 2010 по 2012 г. было потрачено около 6 млн. рублей, из которых примерно 2 млн. были расходованы на проведение ГКО с использованием колтюбинга. 2.5 Обоснование применения колтюбинговых технологий для выполнения кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения. Технология выполнения кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий. Описание и технические особенности применения колтюбинговых технологий Для выбора оптимальной технологии применения метода повышения выработки пластов требуется следующее: детальное знание строения и состояния месторождений, изменение коллекторских свойств пластов, макро- и микронеоднородности, достоверное распределение текущей нефтегазо- насыщенности пластов по всему объему залежей. [6] Мировой опыт применения КГТ насчитывает более 35 лет. Если вначале 46 колтюбинг применялся для осуществления наиболее простых операций, очистки колонны труб и забоев от песчаных пробок, то сегодня с его помощью можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин. [7] Во время работ ведется точный навигационный контроль на основе данных, получаемых в реальном масштабе времени и исследование скважины в процессе ремонта. Кроме того, работы в нефтяных и газовых скважинах осуществляются без их предварительного глушения. При использовании колтюбинговой технологии обеспечивается безопасность проведения спускоподъемных операций. Дело в том, что в данном случае не нужно осуществлять свинчивание/развинчивание резьбовых соединений и перемещать насосно-компрессорные трубы на мостки. Кроме того, время, требуемое на спуск и подъем внутрискважинного оборудования на проектную глубину, сокращается. Еще следует подчеркнуть, что компании в результате применения колонн гибких труб, как при ремонте, так и при проведении буровых работ получают существенный экономический эффект. С одной стороны, по стоимости работ использование колтюбинговых установок иногда оказывается более дешевым, чем применение обычных установок капитального ремонта скважин (КРС). Экономические преимущества обуславливаются объемами нефти, которые можно добывать за счет разницы в сроках проведения работ. Если у обычных бригад КРС уходит до 7 дней на проведение довольно простых операций, то с использованием колтюбинга – это вполне удается сделать за три дня. Эффективность применения колтюбинга оказывается на 15-20 % выше стандартных методов. Кислотную обработку с использованием оборудования КГТ проводят в тех же целях, что и при традиционных технологиях: главным образом для воздействия кислоты на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, и увеличения его проницаемости. [8] Для осуществления технологического 47 процесса используются колтюбинговая установка марки МК-10Т производства белорусской группы компаний «ФИД», а также серийно выпускаемое оборудование, инструмент и контрольно-измерительные приборы, применяемые при капитальном и текущем ремонте скважин. При проведении КО колтюбинговая установка МК-10Т позволяет влиять агрессивными реагентами непосредственно на нижнюю зону интервала перфорации, тогда как без колтюбинга эта операция проводится с: - применением буровой вышки, что забирает лишнее время на её монтаждемонтаж; - полным глушением скважины; - демонтажем фонтанной арматуры и допуском НКТ к нижним отверстиям перфорации. Эффективность и многофункциональность колтюбинговой установки МК-10Т экономит время и средства, существенно повышает рентабельность эксплуатационных скважин. Технические характеристики установки приведены в таблице 2.14. Схема колтюбинговой установки приведена на рисунке 2.17. Таблица 2.14 – Технические характеристики установки МК-10Т Наименование параметра Описание Шасси КАMАЗ-53228 (6x6) Двигатель 740,13 (260 л/с) Максимальное тяговое усиление инжектора, кг Скорость подачи гибкой трубы, м/мин 12000 0,9…48 Максимальное давление на устье скважины, МПа 35 Грузоподъемность установщика, не более, т 6 Диаметры гибких труб, мм 19,05..38,1 Емкость узла намотки для трубы 38,1 мм, м 1600 Габаритные размеры не более, мм 10900*2500*3900 Масса полная, т, не более 24 48 Рисунок 2.17 – Компоновка агрегата на полуприцепе в рабочем положении на скважине 1 - автомобиль-буксировщик; 2 - кабина оператора; 3 - барабан с КГТ; 4 - укладчик КГТ; 5 - колонна гибких труб; 6 -направляющий желоб; 7 - инжектор; 8 - герметизатор устья; 9 - превентор; 10 – опоры инжектора; 11 -оборудование устья скважины; 12 – устье скважины; 13 – гидравлический мотор; 14 - рама агрегата. Практика использования оборудования с КГТ показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25-30 %. Реагентами для химической обработки скважин с использованием колтюбинговой установки являются растворители (НЕФРАС, СНПХ-7870, СОНПАР) и кислоты. Для проведения работ на скважине составляется индивидуальный план, в котором указывается: - конструкции скважины, параметры эксплуатации; - вид и порядок выполнения работ по скважине; - технология применения кислоты и растворителя; - ответственный исполнитель из числа инженерно-технических работников геологической или технической службы управления буровых работ; - основные требования безопасности при применении реагентов; - требования по охране окружающей среды и подземных недр. 49 План утверждается руководителями геологической и технологической групп супервайзерского контроля НГДУ «Туймазанефть». Все работы по транспортированию и закачиванию химических реагентов производятся под непосредственным руководством ответственного лица, назначенного приказом по УДНГ. Хранение и транспортировка реагентов допускается только в чистых емкостях. Для транспортирования кислоты следует применять кислотовоз КП-6,5, а также прицеп-цистерну ПЦ-6К по ТУ 26-16-38-79. Растворитель перевозится в автоцистернах типа АЦ-8, АЦ-10 по ТУ 26-1632-77 с соблюдением требований СТО 03-2-05-013 96. Наземный стандартного комплекс устьевого оборудования, оборудования, помимо должен агрегата содержать с КГТ агрегат и для кислотной обработки скважин, имеющий специализированный насос и емкость для запаса кислоты. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты. Схема расположения оборудования и специальной техники при капитальном ремонте скважин с применением колтюбинговой установки показана на рисунке 2.16. В процессе выполнения операции колонну гибких труб при обеспечении непрерывной циркуляции воды спускают на глубину перфорации. Первоначально скважину очищают от песка, грязи, парафина. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту (растворитель), выдерживают её без промывки, вымывают продукты реакции. На следующем этапе в скважину через КГТ закачивают расчетный объем кислоты, после чего её продавливают в пласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт. Процесс закачки и продавки следует проводить при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. После 50 выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени выкидную задвижку открывают, КГТ приподнимают и начинается циркуляция воды. Рассмотрим подробно последовательность операций по восстановлению приемистости нагнетательной скважины с использованием колтюбинговой установки бригадой Туймазинского УБР на примере скважины № 1625. Для обработки скважины используем раствор глинокислоты и растворитель «СОНПАР», для промывки – минерализованную воду. Исходные параметры режима работы скважины: приемистость 35 м3/сут и устьевое давление 7,0 МПа. Последовательность выполнения работ: - переезд бригады; - монтажные работы; - опрессовка противовыбросового оборудования и нагнетательной линии на 15 МПа; - спуск БДТ с промывкой минерализованной водой плотностью 1180 кг/м3 до глубины 2036 м; - промывка скважины до чистой воды; - гидросвабирование пласта в интервале 2018 – 2024 м; - промывка скважины минерализованной водой плотностью 1180 кг/м3, 1 цикл; - исследование скважины на приемистость кислотовозом; - закачка 3 т растворителя «СОНПАР» при ожидаемом рабочем давлении 7 МПа; - реагирование; - гидросвабирование пласта в интервале 2018 – 2024м; - промывка скважины с забоя от продуктов реакции растворителя минерализованной водой плотностью 1180 кг/м3, 1 цикл; - исследование скважины на приемистость кислотовозом; - закачка глинокислоты в объеме 12 т; 51 6 1 2 2м 10м 3 2,4м 5м 7 30м 4 39м 5 1 – оборудование ремонтно-технологическое колтюбинговое; 2 – кислотовоз; 3 – желобная система; 4 – сушилка; 5 – жилой вагон; 6 – автоцистерна; 7 – скважина. Рисунок 2.18 – Схема расположения оборудования и специальной техники при капитальном ремонте скважин с применением ОРТК - подъем БДТ 50 м; - реагирование 2 часа; - гидросвабирование пласта в интервале 2018 – 2024 м; - промывка скважины с забоя от продуктов реакции кислоты минерализованной водой плотностью 1180 кг/м3, 1 цикл; 52 - исследование скважины на приемистость кислотовозом; - подъем БДТ до устья; - демонтаж колтюбингового оборудования. Ожидаемые параметры режима работы скважины после проведения работ: приемистость 70 м3/сут и устьевое давление 6,5 МПа. [9] 2.6 Анализ результатов работы скважин после выполнения кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий. Анализ влияния начальных скважинных условий на результаты выполнения кислотных обработок На Илькинском месторождении с использованием колтюбинга было проведено 8 глинокислотных обработок. Изменение режима работы нагнетательных скважин месторождения после ГКО приведено в таблице 2.15. Таблица 2.15 – Изменение режима работы нагнетательных скважин Илькинского месторождения после проведения ГКО с использованием колтюбинговой технологии Дата Количество Приемистость, проведения реагир.скв., Доп.добыча нефти, т м3/сут ОПЗ шт. № 1852 03.2010 г. 30 52 6 490 № 67 Исм 06.2010 г. 30 63 3 357 № 1627 09.2010 г. 20 45 6 586 № 1631 09.2010 г. 20 44 6 596 № 1640 09.2010 г. 40 75 3 327 № 1866 10.2010 г. 33 59 6 499 № 1625 03.2011 г. 35 70 3 365 № 1620 07.2011 г. 20 36 3 284 Нагн. скважина Используя табличные данные, построим гистограмму, показывающую изменение приемистости скважин нагнетательного фонда Илькинского месторождения после проведения глинокислотных обработок (рисунок 2.19). 53 80 Приемистость, м3/сут 70 60 50 40 30 20 10 0 № 1852 № 1627 № 1631 № 67 № 1620 №1640 № 1866 № 1625 Нагнетательная скважина До проведения ГКО После проведения ГКО Рисунок 2.19 – Изменение приемистости нагнетательных скважин Илькинского месторождения после проведения ГКО Как видно из рисунка 2.19, после проведения обработок приемистость увеличилась в среднем в 1,9 раза. Рассмотрим влияние начальных скважинных условий на эффективность глинокислотных обработок. Исходные данные для анализа представлены в таблице 2.16. Таблица 2.16 - Данные величин начальных скважинных условий и прирост приемистости после проведения ГКО с использованием колтюбинговых технологий Нагн. скважина Толщина Проницаемость, пласта, м мкм2 Коэффициент приемистости, Прирост приемистости, м3/(сут*МПа) м3/сут № 1852 4,8 0,067 0,27 22 № 1627 2,0 0,247 0,26 25 № 1631 4,0 0,053 0,10 24 № 67 Исм 3,6 0,146 0,24 33 № 1620 2,2 0,123 0,22 16 № 1640 5,3 0,108 0,31 35 № 1866 6,0 0,024 0,36 26 № 1625 6,0 0,050 0,33 35 54 Построим зависимости полученного прироста приемистости от начальных условий по проницаемости, толщине пласта и коэффициенту приемистости. Для анализа используем полиномиальный и линейный тренды. Рисунок 2.20 – Зависимость прироста коэффициента приемистости от толщины пласта y = 9.7403x + 24.141 35 R2 = 0.0109 3 Прирост приемистости, м /сут 40 30 25 20 15 10 5 0 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 Проницаемость, мкм 2 Рисунок 2.21 – Зависимость прироста коэффициента приемистости от первоначальной проницаемости Как видно из рисунка 2.21, зависимость имеет недостоверный коэффициент корелляции, но нельзя не заметить прямую зависимость полученного эффекта от проницаемости – чем выше проницаемость, тем выше вероятность достижения высокого эффекта. 55 3 Прирост приемистости, м /сут 40 35 30 y = 8E+07x6 - 1E+08x5 + 7E+07x4 - 2E+07x3 + 3E+06x2 - 296331x + 10264 25 2 R = 0.9199 20 15 10 5 0 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 Коэффициент приемистости, м 3/(сут*МПа) Рисунок 2.22 – Зависимость прироста приемистости от коэффициента приемистости На рисунках 2.20 и 2.22 представлена аппроксимация толщины продуктивного пласта и коэффициента приемистости с помощью полиномиального тренда второго порядка. Коэффициент R2 показывает степень соответствия толщины продуктивного пласта, коэффициента приемистости и прироста приемистости. Значение R2 составляет 0,99 и 0,92 соответственно. Применение полиномиального тренда вместо линейного позволяет значительно сократить вероятность ошибки. [11] 2.7 Критерии и выбор фонда нагнетательных скважин Илькинского месторождения для кислотных обработок с применением колтюбинговых технологий Объектами для характеризующиеся воздействия являются загрязненностью ПЗП, нагнетательные падением скважины, приемистости. Наибольший эффект достигается на скважинах с пакерами, т. е. ГТ по НКТ доходит до открытого интервала перфорации. При опорном пакере воздействие производится через сетку в НКТ – не вымываются продукты реакции и механические примеси, что снижает эффект воздействия. Терригенные породы девонских отложений обрабатываются плавиковой 56 кислотой. Карбонатные породы обрабатываются раствором соляной кислоты. Объем кислоты выбирается из расчета 1м3 на 1 м толщины пласта, растворитель применяется в виде водного раствора объемом 0,5-1,0 м3/м эффективной толщины продуктивного пласта. Выбор объекта воздействия не ограничивается глубиной залегания пласта, его толщиной и сроком эксплуатации. Ограничения могут быть наложены при выборе скважин, расположенных в водоплавающей части пласта. Скважины, выбранные для обработки растворителем и кислотой, должны быть технически исправными, иметь герметичное цементное кольцо в интервале обрабатываемого пласта. Партии химических реагентов, применяемых для обработки скважин, должны иметь паспорт или данные химического анализа на содержание основных компонентов. Для повышения производительности добывающих скважин № 1630, 1638, 1690; 1617, 1618, 1628, 1629, 1637, 1842 предлагаю провести кислотную обработку нагнетательных скважин № 1639 и № 1840 с использованием КГТ. Это позволит очистить ПЗП, повысить приёмистость нагнетательной скважины и увеличить дебиты добывающих скважин, расположенных в радиусе дренажа; предприятие получит доп. добычу нефти и увеличит свою прибыль. Характеристика нагнетательной скважины № 1639 до проведения обработки представлена в таблице 2.17. Таблица 2.17 – Характеристика нагнетательной скважины № 1639 Параметр Значение 1 2 Диаметр направления, мм 324 Глубина спуска направления, м 30 Диаметр кондуктора, мм 245 Глубина спуска кондуктора, м 376 Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм 132 57 Продолжение таблицы 2.16 1 2 Глубина спуска эксплуатационной колонны, м 2025 Альтитуда ротора, м 213,53 Глубина искусственного забоя, м 2015 Приемистость нагнетательной скважины, м3/сут 23 Давление закачки рабочего агента, МПа 6,5 Плотность рабочего агента, кг/м3 1150 Диаметр НКТ, мм 73 Глубина спуска НКТ, м 1943 Суммарные показатели реагирующих скважин: Qн=3,8т/сут, Qж=5,9 т/сут, В=36,3 %. Схема участка воздействия нагнетательной скважины представлена на рисунке 2.19. – добывающая скважина; – нагнетательная скважина. Рисунок 2.19 – Схема участка воздействия нагнетательной скважины №1639 [12] 58 №1639 Обвязка наземного оборудования на нагнетательных и приемных линиях должна быть герметичной, обеспечивать непрерывность процесса и возможность измерения расхода жидкости и давления. Вся обвязка после монтажа на скважине должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое давление. 2.8 Выводы и рекомендации по дальнейшему использованию колтюбинговых технологий при выполнении кислотных обработок на нагнетательных скважинах Илькинского месторождения Большинство месторождений РФ разрабатывается с поддержанием пластового давления. Это означает, что в системе разработки применяются добывающие и нагнетательные скважины. Через нагнетательные скважины закачивается чаще всего сточная вода – смесь попутно добываемой воды (подтоварной) и воды с поверхностных источников (обычно пресной). Такое смешение приводит к смещению равновесия и выпадению осадков. Вообще, как техническое состояние систем ППД, так и качество воды, применяемой при закачках, являются огромной проблемой, стоящей на сегодняшний день перед промышленниками. В воде присутствуют механические примеси, нефтепродукты, соли, выпадающие в осадки, а также содержится очень много ионов трехвалентного железа из-за коррозии нефтепромыслового оборудования, в первую очередь насосно-компрессорных труб (НКТ). Эта вода, попадая в пласт, загрязняет призабойную зону скважины (ПЗС) и со временем закупоривает пласт, что приводит к снижению его нефтеизвлечения. [13] Самая распространенная технология очистки ПЗП нагнетательных скважин – кислотная обработка. Снизить затраты на проведение работ можно с помощью передовой, получившей широкое применение на западе технологии КО с использованием непрерывных гибких труб ГТ – колтюбинговых установок. Экономическая целесообразность применения ГТ проверена колтюбинговых технологий имеет ряд преимуществ: 59 временем. Применение • сокращается время на проведение работ; • за одну СПО возможно проведение неограниченного количества ОПЗ; • возможно проведение КРС на депрессии; • не производится глушение скважин; • не производится подъем труб НКТ, так как ГТ спускают в трубу НКТ; • минимальное количество аварий; • экологическая безопасность; • высокая культура производства, качество ремонта; • минимальное количество персонала; С помощью применения гибкой трубы возможно проведение КО на нагнетательных скважинах и тем самым удешевление процесса. Но всё же необходимо учитывать стоимость технологии кислотной обработки, проводимой силами бригад КРС (на сегодня это чаще всего более одного миллиона рублей), в которую входит использование специальной техники и оплата рабочего времени бригады КРС. Также нельзя забывать и об опасности проводимых работ. 60 3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ 3.1 Расчет обработок с технологических применением параметров колтюбинговых выполнения технологий кислотных в условиях нагнетательных скважин Илькинского месторождения Проектирование кислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой экспериментально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов. Произведем колтюбинговых расчет глинокислотной технологий для обработки скважины № с применением 1639 Илькинского месторождения. Определим необходимое количество реагентов и составим план обработки призабойной зоны глинокислотой для следующих условий (таблица 3.1). Таблица 3.1 – Исходные данные по скважине № 1639 Илькинского месторождения Показатели Обозначение Значение Глубина кровли пласта, м L 1993,2 Пластовое давление, МПа Рпл 13,1 Внутренний диаметр НКТ, м D 0,062 Толщина пласта, м hэф 2,8 Содержание карбонатов, % k 2 Радиус скважины, м r 0,1 Радиус дренирования, м R 0,145 Плотность пород, кг/м3 p 2550 Коэффициент пористости, % d 17,5 Норма расхода кислотного раствора vp составляет 1 м3 на 1 метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем раствора соляной кислоты (VHCL): [15] VHCl v Р h , (3.1.1) где 61 vР – норма расхода кислотного раствора, м3; h – обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м. VHCl 1 2,8 2,8 м 3 . Объем товарной кислоты (в м3): Vк VHCl p 5,09 p 999 k 5,09 k 999 , (3.1.2) где р , к – соответственно объемные доли (концентрации) раствора соляной кислоты и товарной кислоты, %. Для проведения СКО используем соляную кислоту 13,5 %-ной концентрации при объемной доле товарной кислоты 27,5 %. Vк 2,8 13,5 5,09 13,5 999 1,29 м 3 . 27,5 5,09 27,5 999 В качестве химических реагентов при солянокислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы. Как правило, в соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого G х.б. рассчитывают по формуле (кг): ар G х.б . 21,3 VHCl 0,02 , к (3.1.3) где 21,3 – масса хлористого бария (кг), необходимого для нейтрализации 10 кг серной кислоты; а р к – объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе; а – объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, % (а ≈ 0,4 %); 0,02 – допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции её с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %. 0,4 13,5 G х.б . 21,3 2,8 0,02 10,52кг . 27,5 62 В качестве стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле: Vук b ук VHCl с ук , (3.1.4) где bук – норма добавки 100 %-ной уксусной кислоты (для замедления кислотного раствора bук = 3 %); с ук – объемная доля товарной кислоты (80 %). Vук 3 2,8 0,105 м 3 . 80 В качестве ингибитора коррозии выбираем реагент В-2, объем которого определим по формуле: Vи b и VHCl , си (3.1.5) где bи – норма добавки ингибитора (для реагента В-2 bи = 0,2 %); си – объемная доля товарного ингибитора (100 %). Vи 0,2 2,8 0,0056 м 3 . 100 Объем интенсификатора (используется Марвелан) определим по формуле: Vин b ин VHCl , 100 (3.1.6) где bин – норма добавки интенсификатора (для Марвелана 0,3 %). Vин 0,3 2,8 0,0084 м 3 . 100 При плотности хлористого бария 4000 кг/м3 его объем определяем по формуле: Vх.б . G х .б , 4000 (3.1.7) 63 Vх .б . 10,52 0,0026 м 3 . 4000 Объем воды для приготовления кислотного раствора: VВ VHCl Vк Vх .б . Vук Vи Vин , (3.1.8) VВ 2,8 1,29 0,0026 0,105 0,0056 0,0084 2,39 м 3 . Приготовление кислотного раствора. Наливаем в мерник 2,39 м3 воды, добавляем к воде 0,0056 м3 ингибитора В-2; 0,105 м3 уксусной кислоты, 1,29 м3 товарной соляной кислоты. Полученный раствор тщательно перемешиваем. Затем добавляем в раствор 0,0026 кг хлористого бария, хорошо перемешиваем раствор, через 5 минут после этого добавляем 0,0084 м3 интенсификатора Марвелан, раствор снова перемешиваем и оставляем его на 2-3 ч до полного осветления, после чего перекачиваем раствор в цистерну Азинмаш-30А и другие емкости. Норма расхода раствора глинокислоты vp составляет 0,3 м3 на 1 метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем раствора глинокислоты (VГК): VГК v Р h , VГК 0,3 2,8 0,84 м 3 . Глинокислота содержит 4 % HF и 10 % HCL, тогда объем HF составит: VHF VГК 0,04 , (3.1.9) VHF 0,84 0,04 0,034 м 3 . Объем соляной кислоты составит: VHCL VГК 0,1 , (3.1.10) VHCL 0,84 0,1 0,084 м 3 . Объем товарной соляной кислоты составит: Vк 0,84 13,5 5,09 13,5 999 0,39 м 3 . 27,5 5,09 27,5 999 В качестве стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле: Vук b ук VГК с ук 3 0,84 0,032 м 3 . 80 64 В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого определим по формуле: Vи b и VГК 0,2 0,84 0,0017 м 3 . си 100 Количество интенсификатора (принимаем Марвелан) определяем по формуле: Vинт b инт VГК 0,3 0,84 0,0025 м 3 . синт 100 Объем хлористого бария, количество которого определяется по формуле: ар 0,4 13,5 G х.б. 21,3 VГК 0,02 21,3 0,84 0,02 3,16кг 27,5 к Vх.б. G х .б 3,16 0,00079кг . 4000 4000 Объем воды для приготовления кислотного раствора: Vв=Vгк-Vк- Vреаг (3.1.11) Vв = 0,84-0,39-(0,032+0,0017+0,0025+0,00079)=0,41м3. Порядок приготовления раствора глинокислоты: в емкость заливается вода, но не в полном расчетном объеме, а на 100-200 л на каждый 1 м3 меньше. Затем заливается полный расчетный объем товарной соляной кислоты и все добавки. Только после этого заливается расчётный объем плавиковой кислоты и доливается оставшаяся часть расчетного объема воды строго до отметки общего запланированного объема кислотного раствора. При закачке кислота заполняет выкидную линию внутренним диаметром 0,0254 м, длиной 100 м от насосного агрегата: Dв2 3,14 0,02542 L х 100 0,051 Vв.л 4 4 (3.1.12) промывочные трубы внутренним диаметром 0,0254 м, длиной 1145 м: Dв2 3,14 0,02542 L х 1145 0,58 Vп 4 4 Объем промывки скважины составит: 65 (3.1.13) Vпр d2 4 L 10 ( 3,14 0,0254 2 ) 1145 10 10,58 м 3 4 (3.1.14) Результаты расчётов по рекомендованным скважинам Илькинского месторождения приведены в таблице 3.2. Таблица 3.2 – Результаты расчета технологического процесса проведения ГКО на скважинах Илькинского месторождения Номера скважин Параметры 1639 0,0254 2,8 1,29 0,105 0,0056 0,0084 10,52 0,0026 2,39 0,84 0,034 0,084 0,39 0,032 0,0017 0,0025 3,16 0,00079 0,41 10,58 Внутренний диаметр насадки , м Объем раствора соляной кислоты, м3 Объем товарной кислоты, м3 Объем уксусной кислоты, м3 Объем ингибитора, м3 Объем интенсификатора, м3 Количество хлористого бария, кг Объем хлористого бария, м3 Объем воды, м3 Объем раствора глинокислоты, м3 Объем HF, м3 Объем HCL, м3 Объем товарной соляной кислоты, м3 Объем уксусной кислоты, м3 Объем ингибитора, м3 Объем интенсификатора, м3 Количество хлористого бария, кг Объем хлористого бария, м3 Объем воды, м3 Объем промывки, м3 1840 0,0254 1,1 0,55 0,040 0,0021 0,0032 4,47 0,0011 0,46 1,27 0,051 0,005 0,66 0,047 0,0025 0,0038 5,34 0,00134 0,55 10,60 Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке агрегатом на 3 скорости в скважину жидкости с расходом q=4,76 л/с. Рвн Рзаб Рж Ртр , (3.1.15) где Рзаб – максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа; Рж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости, Мпа; Рт – потери давление на трение, МПа. Рзаб Рпл q 103 86400 / К , (3.1.16) где 66 Рпл – пластовое давление, МПа; q – расход реагента при закачке, л/с; К – скорость подачи реагента. Гидростатическое давление столба продавочной жидкости: Рж=ρ·g·Н, (3.1.17) где Н – глубина скважины м; ρ – плотность скважинной жидкости кг/м3; g – ускорение свободного падения м/с. Потери давление на трение: Рт 2 H 2d , (3.1.18) где V – скорость движения жидкости по трубам, м/с; Н – глубина скважины, м; ρ – плотность скважинной жидкости кг/м3; d – внутренний диаметр НКТ, м. Скорость движения жидкости по трубам: q 10 3 0,785 d 2 , (3.1.19) где q – расход агрегата, л/с; d – внутренний диаметр НКТ, м. Коэффициент гидравлического сопротивления, рассчитываемый в зависимости от числа Рейнольдса – Re. Для ламинарного режима: 64 Re (3.1.20) где – коэффициент гидравлического сопротивления, д.ед.; Re – число Рейнольдса. 67 Для турбулентного режима: 0,3164 , Re 0, 25 Re (3.1.21) d , (3.1.22) где – динамическая вязкость продавочной жидкости, мПа*с; V – скорость движения жидкости по трубам, м/с; ρ – плотность скважинной жидкости кг/м3; d – внутренний диаметр НКТ, м. Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора: t Vк Vн Vп 103 , (3.1.23) q 3600 где Vк – объем кислотной композиции, м3; Vн – объем нефти для продавки композиции в пласт, м3; Vп – объем промывочной жидкости, м3; q – расход агрегата, л/с. Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.3. Таблица 3.3 – Исходные данные по скважине № 1639 Илькинского месторождения Показатели Глубина кровли пласта Диаметр обсадной колонны Внутренний диаметр гибкой трубы Объем композиции Объем сточной воды для продавки композиции Объем сточной воды для промывки скважины Пластовое давление Плотность сточной воды Вязкость сточной воды Ед.изм. м м м м3 м3 м3 МПа кг/м3 мПа*с скв. 1639 1993,2 0,146 0,0254 1,29 0,6 10,58 13,1 1150 1,6 Определим необходимое давление на выкиде насоса при закачке агрегатом на 3 скорости в скважину жидкости с расходом q=4,76 л/с. Максимальное забойное давление при продавке раствора: 68 Р заб 13,1 4,76 10 3 86400 / 41 19,1МПа Гидростатическое давление столба продавочной жидкости: Рж=1150·9,81·1993,2=12,5МПа Скорость движения жидкости по трубам, м/с: 4,76 10 3 0,785 0,0254 2 9,4 м / с Число Рейнольдса – Re: Re 9,4 0,0254 1110 16561,8 1,6 10 3 Режим движение жидкости в трубах – турбулентный, следовательно коэффициент гидравлического сопротивления определим по формуле: 0,3164 0,028 16561,80, 25 Потери давления на трение будет равным: Рт 0,028 9,4 2 1993,2 1150 6,2 МПа 2 0,0254 Давление на выкиде насоса: Рвн=19,1-12,5+6,2=12,83 МПа Итак, при закачке кислотного раствора агрегат работает на 3 скорости при диаметре плунжера 100мм. Давление на выкиде насоса (12,83 МПа) больше, чем необходимо для продавки в пласт раствора с дебитом 4,76 л/с. Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора: t 1,29 0,6 10,58 103 4,76 3600 Результаты 0,73ч . расчетов по рекомендуемым скважинам Илькинского месторождения показаны в таблице 3.4. Таблица 3.4 – Результаты расчетов технологического процесса по скважинам Илькинского месторождения Показатели 1 Глубина кровли пласта Номера скважин Ед.изм. 1639 3 1993,2 2 м 69 1840 4 1896 Продолжение таблицы 3.4 1 Диаметр обсадной колонны Внутренний диаметр гибкой трубы Объем композиции Объем сточной воды для продавки композиции Объем сточной воды для промывки скважины Пластовое давление Плотность сточной воды Вязкость сточной воды Забойное давление Гидростатическое давление Скорость движения в трубах Число Рейнольдса Коэффициент гидравлического сопротивления Потери давления на трение Давление на выкиде насоса Продолжительность нагнетания реагентов 2 3 4 м 0,146 0,146 м 0,0254 0,0254 м3 1,29 0,55 м3 0,6 0,6 м3 10,58 10,60 МПа кг/м3 мПа*с МПа 13,1 1150 1,6 19,1 14,8 1150 1,6 24,8 МПа 12,5 11,4 м/с 9,40 9,40 - 16561,76 16591,60 д.ед 0,028 0,028 МПа МПа 6,164 12,83 6,339 12,02 ч 0,73 0,68 3.2 Расчет гидродинамического давления на пакер и оценка правильности подбора пакера для нагнетательных скважин Илькинского месторождения Как известно, основным средством защиты эксплуатационной колонны являются пакеры, которые отделяют ее от агрессивной жидкости и защищают от воздействия высокого давления. Кроме того, они должны надежно разобщать два участка скважины при значительных перепадах давления, должны работать в агрессивной среде. Конструкция должна быть простой, управляться с поверхности путем несложных операций: вращения или спуска труб, закачки жидкости под повышенным давлением и др. Срок службы должен исчисляться годами, поскольку от этого напрямую зависит экономическая целесообразность эксплуатации скважин. [16] На всех нагнетательных скважинах 70 Илькинского месторождения установлены пакеры. Распределение скважин по типу пакера приведено в таблице 3.5. Таблица 3.5 – Распределение скважин Илькинского месторождения по типу пакера Нагнетательная скважина Тип пакера № 1612 ПРО-ЯДЖ-122 № 1620 ПВМ-122-500 № 1625 ПРО-ЯДЖ-122 № 1627 ПВМ-122-500 № 1631 ПВМ-118-500 № 1639 ПВМ-122-500 № 1640 ПМА1 122-52-50 № 1840 ПВМ-118-500 № 1847 ПРО-ЯМО-118 № 1852 ПВМ-122-500 № 1866 ПВМ-122-500 № 67 Исм ПРО-ЯДЖ-122 Для оценки правильности подбора пакера выполним расчет гидродинамического давления на пакер для каждой скважины. Исходные данные приведены в таблице 3.6. Таблица 3.6 – Исходные данные по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения 1 № 1612 Максим. перепад давления, воспринимаемый пакером, Па 2 35*106 № 1620 50*106 19,1*106 1919,0 1946,5 № 1625 35*106 22,7*106 1959,5 2021,0 № 1627 50*106 21,4*106 1886,7 1950,0 № 1631 50*106 17,2*106 1930,0 2023,0 Нагн. скв. 3 15,2*106 Глубина посадки пакера, м 4 2017,3 Отметка продуктивного горизонта, м 5 2074,0 Пластовое давление, Па 71 Продолжение таблицы 3.6 1 2 3 4 5 № 1639 50*106 13,1*106 1933,0 1994,6 № 1640 50*106 21,3*106 1989,0 2046,6 № 1840 50*106 14,8*106 1826,0 1898,0 № 1847 100*106 22,1*106 1943,0 2005,9 № 1852 50*106 22,2*106 1906,0 1968,9 № 1866 50*106 12,9*106 2038,5 2061,0 № 67 Исм 35*106 22,9*106 1930,3 1991,8 При подборе пакера гидродинамическое давление на пакер скважины № 1612 рассчитывается по формуле: Р Р НЗ Р ВХ Р max , (3.2.1) где Р НЗ – давление на пакер снизу, Па; РВХ – давление на пакер сверху, Па; Р max – максимальное давление, воспринимаемое пакером, Па. Давление на пакер снизу ( Р НЗ , Па) определяется по формуле: Р НЗ Р ЗБ g ( Z ПАК Z ПЛ ) , (3.2.2) где РЗБ – забойное давление, Па; g – ускорение свободного падения, м/с2; – плотность воды, кг/м3 (1150 кг/м3); ZПАК – геодезическая отметка (альтитуда) пакера, м; ZПЛ – геодезическая отметка (альтитуда) продуктивного горизонта, м. Забойное давление ( РЗБ , Па) определяется по формуле: Р ЗБ Р НПЛ Q , K (3.2.3) где Р НПЛ – пластовое давление, Па; 72 Q – объемный секундный расход закачиваемой воды, м3/с; K – коэффициент приемистости, м3/(с∙Па). Р ЗБ 32,5 10 6 Па. Р НЗ 32,5 106 9,81 1150 ( 2017,3 2074,0) 33,14 106 Па. Давление на пакер сверху ( Р ВХ , Па) определяется по формуле: Р ВХ Р ЗТ g бф ( Z бф Z ПАК ) , (3.2.4) где РЗТ – затрубное давление, Па ( РЗТ = 0, т. к. пакер герметичен); g – ускорение свободного падения, м/с2; бф – плотность буферной жидкости, кг/м3 (в качестве буферной жидкости применяется АКЖ – Марвелан плотостью 850 кг/м3); ZПАК – геодезическая отметка (альтитуда) пакера, м; Z бф – геодезическая отметка (альтитуда) уровня буферной жидкости, м. В нашем случае буферная жидкость доходит до устья, т.е. Z бф = 0 м. Р ВХ 0 9,81 850 (0 2017,3) 1,71 10 6 Па . Р 33,14 10 6 16,82 10 6 16,32 10 6 Р max . Результаты расчетов по всем скважинам сведем в таблицу 3.7. Таблица 3.7 – Результаты расчетов по нагнетательным скважинам Илькинского месторождения Нагнетательная скважина Забойное давление, Па Давление на пакер снизу, Па Давление на пакер сверху, Па 1 № 1612 2 32,5*106 3 33,14*106 4 16,82*106 Гидродинамическое давление на пакер, Па 5 16,32*106 № 1620 23,7*106 24,01*106 16,00*106 8,01*106 № 1625 26,8*106 27,49*106 16,34*106 11,15*106 № 1627 23,9*106 24,61*106 15,73*106 8,88*106 № 1631 30,5*106 32,55*106 16,09*106 16,46*106 № 1639 23,9*106 24,59*106 16,12*106 8,47*106 № 1640 25,7*106 26,35*106 16,59*106 9,76*106 № 1840 23,9*106 24,71*106 15,23*106 9,48*106 73 Продолжение таблицы 3.7 1 2 3 4 5 № 1847 28,7*106 29,41*106 16,20*106 13,21*106 № 1852 29,8*106 30,51*106 15,89*106 14,62*106 № 1866 25,9*106 26,15*106 17,00*106 9,15*106 № 67 Исм 26,2*106 26,89*106 16,10*106 10,79*106 Итак, оценив разницу между гидродинамическим давлением на пакер при режимной подаче и максимальным давлением, воспринимаемым пакером, можно сделать вывод о том, что 100 % пакеров подобраны правильно, т. к. во всех случаях Р Р НЗ Р ВХ Р max . Проведем анализ необходимости подбора пакера для нагнетательных скважин Илькинского нагнетательных скважин месторождения. оценку Для эксплуатирующихся целесообразности внедрения эксплуатационных пакеров необходимо осуществлять на основе оценки технического состояния и условий эксплуатации конкретной нагнетательной скважины при помощи системы нескольких критериев (таблица 3.8). Таблица 3.8 – Критерии внедрения пакеров в нагнетательных скважинах Номер критерия 1 2 3 4 5 Значения для определения коэффициента Количество нарушений ЭК за весь 3 нарушения и > срок эксплуатации скважины 2 нарушения 1 нарушение Нет нарушений Срок эксплуатации скважины с При Тэ< 25 лет момента ввода (Тэ, лет) При Тэ≥ 25 лет Критерий Срок планируемой эксплуатации скважины после установки пакерной защиты (Тпк э, лет) с учетом экономиической обоснованности эксплуатации Максимальное рабочее давление закачки (Рзак, МПа) Наружный диаметр (D, мм) и минимальная толщина стенки (b, мм) ЭК 74 Значения коэффициента С1 = 1; С1 = 0,7; С1 = 0,5; С1=0 С2 = 0,01Тэ; С2 = 0,3 Тпк э< 2 2 ≤ Тпк э ≤ 8 Тпк э > 8 С3 = 0,1; С3 = 0,2; С3 = 0,3 Рзак ≤ 7,5 МПа Рзак > 7,5 МПа b/D > 0,06 b/D = 0,045…0,06 b/D = 0,040…0,045 b/D < 0,040 С4 = 0; С4 = (Рзак - 7,5)/7,5 С5 = -0,1; С5 = 0; С5 = 0,1; С5=0,2 6 7 8 9 10 Тип закачиваемой воды Сточная Пластовая Пресная Высота недоподъема цемента за h ≤ 10 м ЭК (h, м) h > 10 м Наличие катодной защиты ЭК оборудованы защитой ЭК не оборудованы защитой Экологические требования Расположение скважины в зоне питания родников, в охранной зоне рек и водоемов, в зоне нац. парков Расположение скважины вне вышеуказанных зон Степень важности нагнета- Определяется по тельной скважины фактическому сумммарному дебиту нефти реагирующих скважин, Дн, т/сут Дн ≤ 10 т/сут 10 < Дн < 30 т/сут Дн ≥ 30 т/сут С6 = 0,2; С6 = 0; С6 = 0 С7 = 0; С7 = 0,1+0,0004 h С8 = -0,1; С8 = 0; С9 = 0,5; С9 = 0 С10 = 1; С10 = 0,85+0,015 Дн; С10 = 1,3 Необходимость внедрения пакера оценивается суммой коэффициентов по всем критериям, указанным в таблице 3.8, по формуле: Таблица 3.9 – Расчетные данные по критериям внедрения пакеров в нагнетательных скважинах Илькинского месторождения 75 3.3 Расчет технологической эффективности применения кислотных обработок нагнетательных скважин на Илькинском месторождении Так как применение метода ГКО было выполнено на нагнетательных скважинах, расчет технологической эффективности произведем по изменению добычи по участкам реагирующих добывающих скважин. Расчет производится по характеристикам вытеснения [17,18]. Технологическая эффективность применения методов ПНП определяется в соответствии с «Методическим руководством по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», утвержденным Минтопэнерго РФ 15.02.1994 г. Согласно этой методике дополнительная добыча нефти за счет применения методов ПНП определяется путем вычитания количества нефти, которое могло бы быть добыто при базовом режиме разработки (то есть без применения методов ПНП), из объема фактически добытой нефти с объекта за анализируемый период. Базовая добыча нефти определяется путем экстраполяции кривых вытеснения (если объект разрабатывается при применении заводнения и обводненность продукции более 20-30 %) или по зависимостям падения дебита нефти во времени (при естественном режиме разработки). Кривые вытеснения и падения добычи нефти строятся на основе анализа и математической обработки фактических промысловых данных (добыча нефти. воды и жидкости) разработки объекта базовым методом за 18 месяцев, предшествующих применению метода ПНП. При этом накопленная добыча нефти, воды и жидкости считается с момента, предшествующего применению метода четыре года (то есть добыча нефти, жидкости и воды в этот момент принимается равным нулю, что означает перенос начала координат в точку по времени за 4 года до начала применения метода). Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости 76 между величинами отборов нефти, воды и жидкости. Как показали исследования, наиболее адекватны рассматриваемым явлениям следующие 8 интегральных зависимостей между накопленными добычей нефти, жидкости и воды: - Борисова: Qв/Qн = В*(Qн – А)/(С- Qн ); - Давыдова: Qн =А + В*(Qв/ Qж ); - Максимова: Qн = А + В*Ln (Qв); - Сазанова: Qн = А + В*Ln (Qж); - Казакова: Qн = А + В* (Qж) **С; - Назарова: Qж/ Qн = А + В* Qв; - Пирвердяна: Qн = А + В/SORT (Qж) ; - ТатНИПИнефть: Qн = С*(1-А*е**(В- Qж )), где Qж ,Qн ,Qв - соответственно накопленные добыча жидкости, нефти и воды; А, В, С – коэффициенты, которые определяются с использованием метода наименьших квадратов или методом наискорейшего спуска. Кривые падения добычи нефти - это зависимость среднего дебита скважин объекта применения ПНП или ОПЗ по нефти от времени. Приняты следующие зависимости: - qн = а*ехр(-кt); - qн = 1/(а + кt); - qн = аt**(-b); - qн =а + bt; - qн = а, где qн - среднесуточный дебит нефти скважин объекта; t - время; а, b, к – коэффициенты. Расчет ведется по каждой зависимости. Для каждой зависимости определяется критерий Тейла, который имеет следующий вид: 77 U = (SORT/SUM от 1 до n(Уф-Ур)**2)/n)/ (SORT(SUM от 1 до n(Уф**2)/n*( SUM от 1 до n((Ур**2)/n)), где n – количество точек в выборке (n = 18 для кривых вытеснения и не менее 4-х для кривых падения); Уф и Ур – соответственно фактическое и расчетное значения параметра. Критерий Тейла представляет собой нормированную дисперсию и изменяется в пределах от нуля до единицы и чем ближе к нулю, тем математическая модель (зависимость) более адекватна рассматриваемому явлению. По наименьшим значениям критерия Тейла для каждого объекта выбираются три характеристики вытеснения. Подставляя в выбранные таким образом математические зависимости фактические значения накопленной добычи жидкости (или воды) или время после применения метода ПНП, определяются три значения возможной дополнительной добычи нефти, которые могли бы быть получены, если бы не был осуществлен метод ПНП или ОПЗ. Вычитая эти расчетные значения накопленной добычи из фактически накопленной добычи на ту же дату, определяются три значения возможной дополнительной добычи нефти за счет закачки реагента. Среднеарифметическое из этих трех значений принимается за фактически накопленную добычу нефти. Выполним расчет технологической эффективности для наиболее эффективных методов по увеличению приемистости скважин на Илькинском месторождении. Рассчитаем эффективность применения технологии ГКО на скважине № 1852. На участке реагирующих скважин эксплуатируется 6 добывающих скважин. Выполним расчет в целом по участку скважин. За базовый вариант расчета принимаем добычу жидкости и нефти за предыдущие 12 месяцев эксплуатации реагирующих добывающих скважин. Определим эффективность проведенной обработки в течение года после 78 воздействия. В таблице 3.8 приведены данные по накопленной добыче нефти, жидкости и воды по реагирующим скважинам. Таблица 3.8 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1852 Добыча за месяц, т нефть жидкость вода 123,7 220,9 97,2 119,7 217,6 2349,8 120,7 215,6 2469,9 117,8 210,4 2603,4 114,0 203,6 2346,0 117,8 210,4 4064,1 114,0 203,6 6498,0 117,8 210,4 5147,9 106,0 189,3 3048,1 91,2 162,9 2308,5 88,4 157,8 5483,6 88,4 157,8 3420,6 159,6 266,0 2992,5 191,4 319,0 3196,3 179,6 299,3 2099,5 182,6 304,3 2536,6 182,4 304,0 2971,6 176,7 294,5 3003,9 171,0 285,0 680,5 191,4 319,0 1035,7 176,7 294,5 1106,3 179,6 299,3 1368,0 191,4 319,0 1413,6 171,0 285,0 1368,0 Дата 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 05.2010 г. (дата ОПЗ) 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 Добыча накопленная, тыс.т нефть жидкость вода 114,9 387,7 272,8 115,0 605,3 490,3 115,2 820,9 705,8 115,3 1031,3 916,0 115,4 1234,9 1119,5 115,5 1445,2 1329,7 115,6 1648,8 1533,2 115,7 1859,1 1743,4 115,9 2048,5 1932,6 115,9 2211,3 2095,4 116,0 2369,1 2253,1 116,1 2526,9 2410,7 116,3 2792,9 2676,6 116,5 3111,9 2995,4 116,7 3411,1 3294,5 116,8 3715,5 3598,6 117,0 4019,5 3902,4 117,2 4314,0 4196,8 117,4 4599,0 4481,6 117,6 4918,0 4800,5 117,7 5212,5 5094,8 117,9 5511,8 5393,8 118,1 5830,8 5712,7 118,3 6115,8 5997,5 Для расчета технологической эффективности используем наиболее общепринятые для расчетов характеристики вытеснения: Назарова, Первердяна, Сазонова. Расчеты выполнены с использованием программы Exсel. Результаты расчетов по скважине № 1852 приведены в таблице 3.9. Таблица 3.9 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1852 Дата Назарова 03.2009 г. 4 5 6 114,900 115,000 115,200 115,300 Первердяна Сазонов 114,255 114,558 114,808 115,021 79 113,210 113,917 114,401 114,764 Максимов 112,885 113,774 114,327 114,723 Давыдов 116,518 116,631 116,684 116,714 Камбаров 107,344 111,140 112,916 113,933 7 8 9 10 11 12 1 2 03.2010 г. (дата ОПЗ) 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 02.2011 г. 115,400 115,500 115,600 115,700 115,900 115,900 116,000 116,100 116,434 116,584 116,697 116,800 116,884 116,952 117,012 117,068 117,117 117,162 117,201 117,235 А В 1,274 0,008 по критерию Тейла 0,000266 115,208 115,050 115,385 115,300 115,545 115,509 115,700 115,700 115,832 115,854 115,941 115,976 116,043 116,085 116,141 116,188 116,300 116,347 116,481 116,518 116,643 116,664 116,800 116,800 116,951 116,925 117,091 117,037 117,223 117,139 117,366 117,245 117,493 117,338 117,619 117,427 117,750 117,516 117,864 117,592 Коэффициенты 113,041 103,741 0,062 1,589 0,00017 0,0001084 6 115,028 115,289 115,505 115,700 115,856 115,979 116,089 116,192 116,351 116,522 116,666 116,800 116,923 117,033 117,133 117,237 117,328 117,414 117,501 117,575 116,734 116,748 116,759 116,767 116,773 116,778 116,781 116,785 116,789 116,794 116,797 116,800 116,802 116,805 116,806 116,808 116,809 116,811 116,812 116,813 114,587 115,069 115,419 115,700 115,904 116,051 116,174 116,282 116,436 116,586 116,702 116,800 116,883 116,953 117,012 117,069 117,116 117,159 117,200 117,232 104,371 1,518 115,768 1,065 117,902 -4092,99 0,00288 0,00459 0,00954 Как видно по данным таблицы 3.3.2 наименьшими значениями критерия Тейла характеризуются кривые вытеснения по Назарову - 0,000266, Первердяну - 0,0001084 и по Сазонову - 0,000176. Следовательно, дальнейшие расчеты выполним по данным характеристикам. Используем характеристику вытеснения Назарова: Qж А В Qв . Qн (3.3.1.) Для определения коэффициентов А и В уравнения из данных таблиц 3.3.1 и 3.3.2 выбираем две точки М и N на произвольном расстоянии друг от друга. В точке М: Qн.= 115,7 тыс.т; Qв.= 1743,4 тыс.т; Qж. = 1859,1 тыс.т; В точке N: Qн.= 116,8 тыс.т; Qв.=3598,6 тыс.т; Qж. = 3715,5 тыс.т. Согласно (3.3.1.1) для этих точек запишем два уравнения: 1859,1 А В 1743,4 , 115,7 (3.3.2) 80 3715,5 А В 3598,6 . 116,8 (3.3.3) Из уравнения (3.3.2): А 16,07 В 1743,4 . (3.3.4) Выражение (3.3.4) подставляем в уравнение (3.3.3) и получаем: 31,81 16,07 В 1743,4 В 3598,6 . (3.3.5) откуда: В 31,81 16,07 0,00849 . 3598,6 1743,4 (3.3.6) Подставляя значение коэффициента В в уравнение (3.3.4) получим: А 16,07 0,00849 1743,4 1,274 . Таким образом, уравнение прямой базового варианта (3.3.1) будет иметь вид: Qн Qж . 1,274 (0,00849 Q в ) (3.3.7) Рассчитаем дополнительную добычу нефти: Q ((118,3 117,266) (118,3 177,884) (118,3 117,299) / 3 490 т. Дополнительная добыча по скважине № 1852 составила 490 тонн за 12 месяцев. 81 120,000 Накопленная добыча нефти, тыс.тонн 119,500 ОПЗ 03.2010 г. 119,000 118,500 118,000 117,500 117,000 116,500 116,000 115,500 4 3 2 1 12 11 05 .2 00 9г .( да 10 9 8 7 6 4 ОП З) Дата та 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 115,000 Факт Первердян Сазонов Назаров Рисунок 3.1 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1852 Таблица 3.10 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1627 Дата 1 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 09.2010 г. (дата ОПЗ) 10 11 12 1 2 3 4 5 6 Добыча за месяц, т нефть жидкость вода 2 3 4 153,1 273,5 120,3 133,0 241,8 2349,8 135,5 241,9 2469,9 132,5 236,7 2603,4 139,7 249,4 2346,0 144,3 257,7 4064,1 142,5 254,5 6498,0 147,3 262,9 5147,9 147,3 262,9 3048,1 119,7 213,8 2308,5 117,8 210,4 5483,6 117,8 210,4 3420,6 212,8 354,7 2992,5 235,6 392,7 3196,3 242,3 403,8 2099,5 253,3 422,1 2536,6 256,5 427,5 2971,6 241,5 402,5 3003,9 236,6 394,3 680,5 259,2 431,9 1035,7 235,6 392,7 1106,3 228,0 380,0 1368,0 82 Добыча накопленная, тыс.т нефть жидкость вода 5 6 7 44,5 363,3 318,8 44,6 605,1 560,5 44,7 847,0 802,3 44,9 1083,6 1038,8 45,0 1333,0 1288,0 45,1 1590,7 1545,6 45,3 1845,2 1799,9 45,4 2108,1 2062,7 45,6 2371,1 2325,5 45,7 2584,8 2539,1 45,8 2795,2 2749,4 45,9 3005,5 2959,6 46,1 3360,2 3314,1 46,4 3752,9 3706,5 46,6 4156,6 4110,0 46,9 4578,7 4531,9 47,1 5006,2 4959,1 47,4 5408,7 5361,3 47,6 5803,0 5755,4 47,9 6234,9 6187,0 48,1 6627,6 6579,5 48,3 7007,6 6959,2 Продолжение таблицы 3.10 1 7 8 2 235,6 228,0 3 392,7 380,0 4 1413,6 1368,0 5 48,6 48,8 6 7400,2 7780,2 7 7351,7 7731,4 Таблица 3.11 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1627 Дата 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 09.2010 г. (дата ОПЗ) 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 А В по критерию Тейла Назарова Первердяна 44,453 44,454 44,586 44,587 44,722 44,722 44,854 44,855 44,994 44,994 45,138 45,139 45,281 45,281 45,428 45,428 45,575 45,576 45,695 45,695 45,813 45,813 45,930 45,931 46,417 46,229 46,596 46,448 46,745 46,662 46,874 46,874 46,983 47,080 47,071 47,265 47,145 47,440 47,215 47,625 47,272 47,788 47,320 47,941 47,365 48,095 47,405 48,240 Коэффициенты 3,572 42,375 0,021 0,066 0,0020826 0,000816878 Сазонов 44,453 44,586 44,722 44,854 44,994 45,138 45,281 45,428 45,575 45,695 45,813 45,930 46,297 46,503 46,694 46,874 47,041 47,185 47,316 47,450 47,564 47,668 47,770 47,863 31,155 1,865 0,0013827 Рассчитаем дополнительную добычу нефти: Q (( 48,8 47,05) (48,8 48,24) (48,8 47,863) / 3 594 т. Дополнительная добыча по скважине № 1627 составила 594 тонны за 12 месяцев. 83 Накопленная добыча нефти, тыс.тонн 49,500 ОПЗ 09.2010 г. 48,500 47,500 46,500 45,500 44,500 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 8 ОП З) Дата 09 .2 00 9г . (д ат а 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 9 43,500 Факт Первердян Сазонов Назаров Рисунок 3.2 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1627 Таблица 3.12 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1631 Дата 1 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 03.2010 г. (дата ОПЗ) 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Добыча за месяц, т нефть жидкость вода 2 3 4 324,0 578,5 254,5 292,6 532,0 2349,8 309,2 552,2 2469,9 303,3 541,7 2603,4 290,7 519,1 2346,0 300,4 536,4 4064,1 285,0 508,9 6498,0 294,5 525,9 5147,9 294,5 525,9 3048,1 285,0 508,9 2308,5 309,2 552,2 5483,6 303,3 541,7 3420,6 415,0 691,6 2992,5 471,2 785,3 3196,3 456,0 760,0 2099,5 477,1 795,2 2536,6 456,0 760,0 2971,6 480,0 800,1 3003,9 478,8 798,0 680,5 416,4 694,0 1035,7 412,3 687,2 1106,3 376,2 627,0 1368,0 84 Добыча накопленная, тыс.т нефть жидкость вода 5 6 7 192,0 842,4 650,4 192,3 1374,4 1182,1 192,6 1926,6 1733,9 192,9 2468,2 2275,3 193,2 2987,3 2794,1 193,5 3523,8 3330,2 193,8 4032,7 3838,9 194,1 4558,6 4364,5 194,4 5084,5 4890,1 194,7 5593,4 5398,7 195,0 6145,6 5950,6 195,3 6687,3 6492,0 195,7 7378,9 7183,2 196,2 8164,2 7968,0 196,6 8924,2 8727,6 197,1 9719,3 9522,2 197,6 10479,3 10281,8 198,0 11279,4 11081,4 198,5 12077,4 11878,9 198,9 12771,4 12572,5 199,4 13458,6 13259,2 199,7 14085,6 13885,9 Продолжение таблицы 3.12 1 1 2 2 382,9 342,0 3 638,1 570,0 4 1413,6 1368,0 5 200,1 200,5 6 14723,7 15293,7 7 14523,6 15093,2 Таблица 3.13 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1631 Дата 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 03.2010г. (дата ОПЗ) 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 А В по критерию Тейла Назарова Первердяна 192,024 192,024 192,317 192,317 192,626 192,626 192,929 192,930 193,220 193,220 193,520 193,521 193,805 193,806 194,100 194,100 194,394 194,395 194,679 194,680 194,988 194,989 195,292 195,292 196,257 195,881 196,597 196,313 196,870 196,712 197,111 197,111 197,307 197,478 197,486 197,849 197,640 198,207 197,759 198,509 197,865 198,800 197,953 199,059 198,035 199,316 198,102 199,542 Коэффициенты 1,634 187,556 0,005 0,097 0,0002053 7,91317E-05 Сазонов 192,024 192,317 192,626 192,929 193,220 193,520 193,805 194,100 194,394 194,679 194,989 195,292 196,015 196,418 196,772 197,111 197,410 197,703 197,975 198,197 198,406 198,587 198,763 198,914 160,591 3,977 0,0001339 Рассчитаем дополнительную добычу нефти: Q (( 200,5 198,102) (200,5 199,542) (200,5 198,914) / 3 611 т. Дополнительная добыча по скважине № 1631 составила 611 тонн за 12 месяцев. 85 Накопленная добыча нефти, тыс.тонн 202,000 200,000 ОПЗ 03.2010 г. 198,000 196,000 194,000 192,000 2 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 2 ОП З) Дата 03 .2 01 0г .( да та 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 190,000 Факт Первердян Сазонов Назаров Рисунок 3.3 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1631 Таблица 3.14 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 67Исм Дата 1 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 06.2010 г. (дата ОПЗ) 7 8 9 10 11 12 Добыча за месяц, тонн нефть жидкость вода 2 3 4 253,3 452,3 199,0 226,1 411,1 2349,8 238,5 426,0 2469,9 241,5 431,2 2603,4 228,0 407,1 2346,0 235,6 420,7 4064,1 228,0 407,1 6498,0 209,1 373,4 5147,9 209,1 373,4 3048,1 216,6 386,8 2308,5 215,0 383,9 5483,6 200,3 357,6 3420,6 Добыча накопленная, тыс.тонн нефть жидкость вода 5 6 7 25,0 505,1 480,1 25,2 916,2 891,0 25,4 1342,1 1316,7 25,7 1773,4 1747,7 25,9 2180,5 2154,6 26,1 2601,2 2575,1 26,4 3008,4 2982,0 26,6 3381,7 3355,2 26,8 3755,1 3728,4 27,0 4141,9 4114,9 27,2 4525,8 4498,6 27,4 4883,4 4856,0 311,2 518,7 2992,5 27,7 5402,1 5374,4 353,4 342,0 362,2 344,9 353,4 327,8 589,0 570,0 603,7 574,8 589,0 546,3 3196,3 2099,5 2536,6 2971,6 3003,9 680,5 28,1 28,4 28,8 29,1 29,5 29,8 5991,1 6561,1 7164,9 7739,6 8328,6 8874,9 5963,1 6532,7 7136,1 7710,5 8299,1 8845,1 86 Продолжение таблицы 3.14 1 1 2 3 4 5 2 329,8 324,0 256,5 265,1 256,5 3 549,7 539,9 427,5 441,8 427,5 4 1035,7 1106,3 1368,0 1413,6 1368,0 5 30,1 30,4 30,7 31,0 31,2 6 9424,6 9964,5 10392,0 10833,8 11261,3 7 9394,5 9934,1 10361,3 10802,8 11230,0 Таблица 3.15 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 67 Исм Дата 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 06.2010г. (дата ОПЗ) 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 А В по критерию Тейла Назарова Первердяна 24,953 24,954 25,179 25,180 25,418 25,418 25,659 25,660 25,887 25,888 26,123 26,124 26,351 26,352 26,560 26,561 26,769 26,770 26,986 26,986 27,201 27,201 27,401 27,402 28,088 27,840 28,357 28,166 28,574 28,466 28,770 28,770 28,930 29,048 29,072 29,322 29,188 29,567 29,292 29,807 29,384 30,036 29,450 30,213 29,513 30,391 29,570 30,561 Коэффициенты 19,313 21,709 0,032 0,083 0,0062187 0,002419955 Сазонов 24,953 25,179 25,418 25,659 25,887 26,123 26,351 26,560 26,769 26,986 27,201 27,401 27,939 28,243 28,511 28,770 28,997 29,213 29,400 29,577 29,741 29,864 29,987 30,101 2,643 2,943 0,0041531 Рассчитаем дополнительную добычу нефти: Q ((31,2 29,57) (31,2 30,561) (31,2 30,101) / 3 361 т. Дополнительная добыча по скважине № 67 Исм составила 361 тонну за 12 месяцев. 87 33,000 Накопленная добыча нефти, тыс.тонн 32,000 31,000 ОПЗ 06.2010г. 30,000 29,000 28,000 27,000 26,000 25,000 24,000 5 4 3 2 1 12 11 10 06 .2 01 0г .( да 9 8 7 5 ОП З) Дата та 4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 6 23,000 Факт Первердян Сазонов Назаров Рисунок 3.4 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 67 Исм Таблица 3.16 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1620 Дата 1 7.2009 8.2009 9.2009 10.2009 11.2009 12.2009 1.2010 2.2010 3.2010 4.2010 5.2010 6.2010 07.2010г. (дата ОПЗ) 8.2010 9.2010 10.2010 11.2010 12.2010 1.2011 2.2011 3.2011 4.2011 Добыча за месяц, т нефть жидкость вода 2 3 4 162,0 216,0 54,0 146,3 190,0 2349,8 147,3 188,8 2469,9 147,3 398,0 2603,4 142,5 241,5 2346,0 123,7 160,6 4064,1 122,6 163,4 6498,0 117,8 161,4 5147,9 117,8 153,0 3048,1 114,0 154,1 2308,5 106,0 143,3 5483,6 106,0 141,4 3420,6 175,6 258,2 2992,5 191,4 285,7 3196,3 176,7 271,8 2099,5 185,5 289,9 2536,6 173,9 285,0 2971,6 191,4 281,5 3003,9 173,9 294,7 680,5 203,2 344,4 1035,7 176,7 321,3 1106,3 148,2 247,0 1368,0 88 Добыча накопленная, тыс.т нефть жидкость вода 5 6 7 70,1 291,2 221,1 70,2 481,2 411,0 70,4 669,9 599,6 70,5 1067,9 997,4 70,6 1309,4 1238,8 70,8 1470,1 1399,3 70,9 1633,5 1562,6 71,0 1794,9 1723,8 71,1 1947,8 1876,7 71,2 2101,9 2030,7 71,3 2245,2 2173,8 71,5 2386,5 2315,1 71,6 2644,7 2573,1 71,8 2930,4 2858,6 72,0 3202,3 3130,3 72,2 3492,2 3420,0 72,4 3777,2 3704,8 72,5 4058,7 3986,1 72,7 4353,3 4280,6 72,9 4697,7 4624,8 73,1 5019,0 4945,9 73,2 5266,0 5192,8 Продолжение таблицы 3.16 1 5.2011 6.2011 2 147,3 142,5 3 245,4 237,5 4 1413,6 1368,0 5 73,4 73,5 6 5511,4 5748,9 7 5438,0 5675,4 Таблица 3.17 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1620 Дата 7 8 9 10 11 12 1 2 3 5 6 07.2010г. (дата ОПЗ) 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 А В по критерию Тейла Назарова Первердяна 70,062 70,062 70,208 70,209 70,356 70,356 70,503 70,503 70,645 70,646 70,769 70,769 70,892 70,892 71,009 71,010 71,127 71,128 71,347 71,348 71,453 71,454 71,781 71,645 71,942 71,834 72,069 72,007 72,182 72,182 72,277 72,348 72,358 72,506 72,432 72,665 72,506 72,845 72,566 73,006 72,607 73,127 72,645 73,244 72,678 73,355 Коэффициенты 1,795 68,039 0,014 0,070 0,0005581 0,000118173 Сазонов 70,062 70,208 70,356 70,503 70,645 70,769 70,892 71,009 71,127 71,347 71,453 71,692 71,873 72,030 72,182 72,321 72,447 72,571 72,705 72,822 72,906 72,987 73,061 57,804 1,762 0,0003085 Рассчитаем дополнительную добычу нефти: Q ((73,5 72,678) (73,5 72,355) (73,5 73,061) / 3 304 т. Дополнительная добыча по скважине № 1620 составила 304 тонны за 12 месяцев. 89 Накопленная добыча нефти, тыс.тонн 79,000 ОПЗ 07.2010 г. 77,000 75,000 73,000 71,000 6 5 4 3 2 1 12 11 07 .2 01 0г . (д а 10 9 8 6 ОП З) Дата та 5 4 3 2 1 12 11 10 9 8 7 69,000 Факт Первердян Сазонов Назаров Рисунок 3.5 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1620 Таблица 3.18 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1640 Дата 1 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 09.2010г. (дата ОПЗ) 10 11 12 1 2 3 4 5 6 Добыча за месяц, т нефть жидкость вода 2 3 4 97,2 109,2 12,0 93,1 109,5 2349,8 94,2 108,3 2469,9 94,2 124,0 2603,4 88,4 113,3 2346,0 91,3 103,7 4064,1 85,5 115,5 6498,0 88,4 101,6 5147,9 88,4 106,4 3048,1 74,1 91,5 2308,5 64,8 72,8 5483,6 58,9 66,2 3420,6 106,4 125,2 2992,5 120,7 152,8 3196,3 119,7 159,6 2099,5 132,5 167,8 2536,6 114,0 144,3 2971,6 117,8 153,0 3003,9 108,3 144,4 680,5 114,9 155,2 1035,7 120,7 150,9 1106,3 114,0 150,0 1368,0 90 Добыча накопленная, тыс.т нефть жидкость вода 5 6 7 108,6 231,5 122,9 108,7 341,0 232,3 108,8 449,3 340,6 108,9 573,3 464,5 109,0 686,6 577,6 109,1 790,4 681,3 109,1 905,9 796,8 109,2 1007,5 898,2 109,3 1113,9 1004,6 109,4 1205,4 1096,0 109,5 1278,2 1168,7 109,5 1344,4 1234,8 109,6 1469,5 1359,9 109,7 1622,4 1512,6 109,9 1782,0 1672,1 110,0 1949,7 1839,7 110,1 2094,0 1983,9 110,2 2247,0 2136,8 110,3 2391,4 2281,1 110,5 2546,6 2436,2 110,6 2697,6 2587,0 110,7 2847,6 2736,9 Продолжение таблицы 3.18 1 7 8 2 117,8 114,0 3 157,1 148,1 4 1413,6 1368,0 5 110,8 110,9 6 3004,6 3152,7 7 2893,8 3041,8 Таблица 3.19 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1640 Дата 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 09.2010г. (дата ОПЗ) 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 А В по критерию Тейла Назарова Первердяна 108,597 108,598 108,690 108,691 108,785 108,785 108,879 108,879 108,967 108,968 109,058 109,059 109,144 109,144 109,232 109,233 109,321 109,321 109,395 109,395 109,460 109,460 109,518 109,519 109,730 109,639 109,833 109,759 109,920 109,878 109,998 109,998 110,054 110,097 110,106 110,198 110,149 110,290 110,190 110,387 110,225 110,478 110,257 110,565 110,286 110,655 110,311 110,737 Коэффициенты 1,112 107,275 0,009 0,062 0,0001722 5,13377E-05 Сазонов 108,597 108,690 108,785 108,879 108,967 109,059 109,144 109,232 109,321 109,395 109,460 109,518 109,670 109,785 109,893 109,998 110,081 110,162 110,235 110,307 110,374 110,437 110,499 110,555 101,215 1,159 0,0001029 Рассчитаем дополнительную добычу нефти: Q ((110,9 110,311) (110,9 110,737) (110,9 110,555) / 3 352 т. Дополнительная добыча по скважине № 1640 составила 352 тонны за 12 месяцев. 91 112,000 ОПЗ 09.2010 г. Накопленная добыча нефти, тыс.тонн 111,000 110,000 109,000 108,000 107,000 106,000 8 7 6 5 4 3 2 1 09 .2 01 0г .( да 12 11 10 8 ОП З) Дата та 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 9 105,000 Факт Первердян Сазонов Назаров Рисунок 3.6 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1640 Таблица 3.20 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1866 Дата 1 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10.2010 г. (дата ОПЗ) 11 12 1 2 3 4 5 6 Добыча за месяц, т нефть жидкость вода 2 3 4 206,2 274,9 68,7 186,2 245,0 2349,8 206,2 267,7 2469,9 200,3 256,7 2603,4 185,3 247,0 2346,0 185,5 234,9 4064,1 171,0 222,1 6498,0 176,7 220,9 5147,9 164,9 208,8 3048,1 165,3 209,2 2308,5 153,1 191,4 5483,6 147,3 191,2 3420,6 Добыча накопленная, тыс.т нефть жидкость вода 5 6 7 29,9 319,0 289,1 30,1 564,0 533,9 30,3 831,7 801,4 30,5 1088,4 1057,9 30,7 1335,4 1304,8 30,9 1570,3 1539,4 31,0 1792,4 1761,3 31,2 2013,2 1982,0 31,4 2222,0 2190,6 31,5 2431,2 2399,7 31,7 2622,7 2591,0 31,8 2813,9 2782,1 199,5 259,1 2992,5 32,0 3073,0 3040,9 235,6 228,0 209,1 222,3 223,8 213,8 212,0 206,2 327,2 335,3 326,7 326,9 339,1 334,0 307,3 294,5 3196,3 2099,5 2536,6 2971,6 3003,9 680,5 1035,7 1106,3 32,3 32,5 32,7 32,9 33,2 33,4 33,6 33,8 3400,2 3735,5 4062,2 4389,1 4728,3 5062,2 5369,5 5664,0 3367,9 3703,0 4029,5 4356,2 4695,1 5028,9 5336,0 5630,2 92 Продолжение таблицы 3.20 1 7 8 9 2 199,5 206,2 199,5 3 311,7 317,2 293,4 4 1368,0 1413,6 1368,0 5 34,0 34,2 34,4 6 5975,8 6292,9 6586,3 7 5941,8 6258,7 6551,9 Таблица 3.21 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1866 Дата 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10.2010г. (дата ОПЗ) 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 А В по критерию Тейла Назарова Первердяна 29,906 29,907 30,092 30,093 30,299 30,299 30,499 30,499 30,684 30,685 30,870 30,870 31,041 31,041 31,217 31,218 31,382 31,383 31,547 31,548 31,701 31,701 31,848 31,848 32,230 32,059 32,422 32,288 32,585 32,512 32,720 32,720 32,836 32,920 32,939 33,120 33,028 33,311 33,101 33,480 33,163 33,638 33,223 33,801 33,277 33,962 33,323 34,108 Коэффициенты 6,739 27,643 0,029 0,080 0,0032633 0,000872596 Сазонов 29,906 30,092 30,299 30,499 30,684 30,870 31,041 31,217 31,382 31,548 31,701 31,848 32,123 32,339 32,541 32,720 32,886 33,045 33,191 33,317 33,432 33,546 33,657 33,755 14,931 2,141 0,0019349 Рассчитаем дополнительную добычу нефти: Q ((34,4 33,323) (34,4 34,108) (34,4 33,755) / 3 506 т. Дополнительная добыча по скважине № 1866 составила 506 тонн за 12 месяцев. 93 37,000 Накопленная добыча нефти, тыс.тонн 36,000 ОПЗ 10.2010 г. 35,000 34,000 33,000 32,000 31,000 30,000 9 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 9 ОП З) Дата 10 .2 01 0г .( да та 8 7 6 5 4 3 2 1 12 11 10 29,000 Факт Первердян Сазонов Назаров Рисунок 3.7 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1866 Таблица 3.22 – Данные по добыче нефти, жидкости и воды по скважине № 1625 Дата 1 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 03.2011г. (дата ОПЗ) 4 5 6 7 8 9 10 11 Добыча за месяц, т нефть жидкость вода 2 3 4 382,9 648,9 266,0 345,8 628,7 2349,8 385,8 665,2 2469,9 377,0 638,9 2603,4 356,3 647,7 2346,0 353,4 692,9 4064,1 344,9 663,2 6498,0 353,4 609,3 5147,9 353,4 589,0 3048,1 327,8 537,3 2308,5 347,5 534,6 5483,6 332,8 489,4 3420,6 425,6 686,5 2992,5 485,9 883,5 3196,3 464,6 829,6 2099,5 471,2 872,6 2536,6 456,0 930,6 2971,6 456,5 971,2 3003,9 433,2 1007,4 680,5 412,3 916,2 1035,7 471,2 981,7 1106,3 94 Добыча накопленная, тыс.т нефть жидкость вода 5 6 7 39,3 702,5 663,2 39,6 1331,2 1291,6 40,0 1996,4 1956,4 40,4 2635,3 2594,9 40,7 3283,0 3242,3 41,1 3976,0 3934,9 41,4 4639,1 4597,7 41,8 5248,5 5206,7 42,2 5837,5 5795,3 42,5 6374,8 6332,3 42,8 6909,4 6866,6 43,2 7398,8 7355,6 43,6 8085,2 8041,6 44,1 8968,7 8924,7 44,5 9798,3 9753,7 45,0 10670,9 10625,9 45,5 11601,5 11556,0 45,9 12572,7 12526,8 46,4 13580,1 13533,8 46,8 14496,4 14449,6 47,2 15478,0 15430,8 Продолжение таблицы 3.22 1 12 1 2 2 427,5 382,9 313,5 3 929,3 870,1 847,3 4 1368,0 1413,6 1368,0 5 47,7 48,0 48,4 6 16407,4 17277,5 18124,8 7 16359,7 17229,5 18076,4 Таблица 3.23 – Результаты расчетов характеристик вытеснения по скважине № 1625 Дата 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 03.2011г. (дата ОПЗ) 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 А В по критерию Тейла Назарова Первердяна 39,283 39,283 39,629 39,629 40,014 40,015 40,391 40,392 40,748 40,748 41,101 41,102 41,446 41,446 41,799 41,800 42,153 42,153 42,480 42,481 42,828 42,828 43,161 43,161 43,964 43,616 44,382 44,114 44,712 44,559 45,008 45,008 45,278 45,467 45,519 45,926 45,735 46,384 45,907 46,786 46,069 47,204 46,206 47,586 46,322 47,935 46,424 48,266 Коэффициенты 18,412 34,265 0,021 0,104 0,0029886 0,00014088 Сазонов 39,283 39,629 40,015 40,391 40,748 41,101 41,446 41,799 42,153 42,481 42,828 43,161 43,753 44,222 44,622 45,008 45,386 45,750 46,098 46,393 46,690 46,953 47,187 47,404 3,065 4,522 0,0014468 Рассчитаем дополнительную добычу нефти: Q (( 48,4 46,424) (48,4 48,266) (48,4 47,404) / 3 378 т. Дополнительная добыча по скважине № 1625 составила 378 тонн за 12 месяцев. 95 Накопленная добыча нефти, тыс.тонн 49,000 ОПЗ 03.2011 г. 47,000 45,000 43,000 41,000 2 1 12 11 03 .2 01 1г .( да 10 9 8 7 6 5 4 2 ОП З) Дата та 1 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 39,000 Факт Первердян Сазонов Назаров Рисунок 3.8 – Динамика добычи нефти по характеристикам вытеснения по скважине № 1625 Итого по характеристикам вытеснения дополнительная добыча применения технологии ГКО составляет 3596 тонн. Результаты технологической эффективности по остальным методам ОПЗ представлены в таблице 3.24. Таблица 3.24 – Результаты расчета технологической эффективности применения методов ОПЗ на Илькинском месторождения Номер скважины 1 2 2698 1714 2628 3672 1609 Накопленная добыча нефти, т 3 330,2 523,9 987,7 1015,6 1016,23 1852 1627 1631 67 Исм 1620 1640 118,3 48,8 200,5 31,2 73,5 110,9 Стандарт. технология Название метода Добыча нефти по характеристикам вытеснения, т Назаров Первердян Сазонов 4 5 6 257,56 200,89 156,70 408,64 318,74 248,62 770,41 600,92 468,72 792,17 617,89 481,96 792,66 618,27 482,25 ГКО с применением колтюбинга Итого 117,27 47,405 198,102 29,57 72,68 110,31 96 117,88 48,24 199,542 30,56 73,36 110,74 117,65 47,863 198,914 30,10 73,06 110,56 Доп.добыча нефти, т 7 325,15 594,40 374,35 384,93 385,17 2064 690 962 1611 1151 512 392 Продолжение таблицы 3.24 2 3 4 5 6 7 1866 1625 34,4 48,4 33,32 46,42 34,11 48,27 33,76 47,40 676 998 3596 Итого Таким образом, удельная эффективность применения ГКО составила 447,5 т/скв, по стандартной технологии - 385,6 т/скв., что доказывает приоритет применения метода ГКО с колтюбингом в качестве наиболее эффективной технологии по увеличению приемистости Илькинского месторождения. 97 нагнетательных скважин